Reseña histórica de Sistemas Eléctricos

Junta Directiva

Comité Técnico Operativo

Comité Editorial

Boletín IIE es una publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión, del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores. El material de este Boletín sólo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autorización escrita del IIE. Certificado de licitud de título 01777. Franqueo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412, autorizado por Sepomex.

El tiraje de esta publicación es de 2,000 ejemplares.

Impreso en los talleres de Dicograf, S.A. de C.V. Av. Poder Legislativo 304, colonia Prados de Cuernavaca, C.P. 62239 Cuernavaca, Morelos, México.

Consejeros propietarios: • Pola Strauss Seidler, asesora de Planeación Financiera de las Entidades, Secretaría de Energía • José Abel Valdez Campoy, director de Operación, Comisión Federal de Electricidad • Francisco Acosta Arredondo, director de Moderni-zación, Comisión Federal de Electricidad • Florencio Aboytes García, subdirector de Programación, Comisión Federal de Electricidad • Jesús Eliseo Ramos, subdirector de Distribución, Comisión Federal de Electricidad • Jaime Francisco Hernández Martínez, director general de Programación y Presupuesto “B” de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, rector de la Universidad Nacional Autónoma de México • Yoloxóchitl Bustamante Diez, directora general del Instituto Politécnico Nacional • Enrique Fernández Fassnach, rector general de la Universidad Autónoma Metropolitana • José Enrique Villa Rivera, director general del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Carlos Vélez Ocón, consultor • Ramiro García Sosa, consultor

Comisarios públicos: • Samuel Alcocer Flores, delegado y comisario público propietario del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública • Juan Edmundo Granados Nieto, subdelegado y comisario público suplente del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública

Invitados: • Emiliano Pedraza Hinojosa, director general de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Gerardo Lozano Dubernard, Béjar, Galindo, Lozano y Compañía, S. C., socio director • Miguel Vázquez Rodríguez, presidente de la Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Presidente: Antonio Vivanco Casamadrid, director general de la Comisión Federal de ElectricidadSecretario: Hugo Gómez Sierra, presidente de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Presidente: Julio Alberto Valle Pereña, Secretaría de EnergíaSecretario técnico: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

• José Abel Valdez Campoy, Comisión Federal de Electricidad • Samuel Alcocer Flores, Secretaría de la Función Pública • Juan Edmundo Granados Nieto,

Secretaría de la Función Pública • Jaime Francisco Hernández Martínez, Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Universidad

Nacional Autónoma de México • Yoloxóchitl Bustamante Diez, Instituto Politécnico Nacional • Enrique Fernández Fassnach, Universidad Autónoma

Metropolitana • José Enrique Villa Rivera, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Emiliano Pedraza Hinojosa, Comisión Nacional para el Uso

Eficiente de la Energía • Miguel Vázquez Rodríguez, Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

• Francisco Escárcega Rodríguez, coordinador de Comunicación Institucional • Gladys

Dávila Núñez, jefa del Departamento de Difusión • Federico Estrada Arias, coordinador

editorial • Ada G. Lastiri Gutiérrez, cuidado de la edición • Arturo Fragoso Malacara,

diseño gráfico • Verónica García Rodríguez, diagramación y formación • Wendy Lugo

Sandoval, publicación electrónica • Sergio Ortega López, fotografía • Ana María

Sámano Ramírez, distribución

• Julián Adame Miranda, director ejecutivo • Ángel Fierros Palacios,

director de Energías Alternas • Salvador González Castro, director

de Sistemas de Control • Rolando Nieva Gómez, director de

Sistemas Eléctricos • José M. González Santaló, director de Sistemas

Mecánicos • Fernando A. Kohrs Aldape, director de Planeación,

Gestión de la Estrategia y Comercialización • José Alfredo Pérez

Gil y García, director de Administración y Finanzas

45

Sumarioabril-junio-2011

Boletín IIE

Sumario46 Editorial

47 Divulgación Automatizacióndeladistribución:presenteyfuturo AlfredoEspinosaReza,SalvadorGonzálezCastroyBenjamínSierraRodríguez SerevisaelestadoactualdeladistribucióndeenergíaeléctricaenMéxicoysepresentanlastendenciastecnológicasqueseespera

dominenenlaspróximasdosdécadas.

56 TendenciasTecnológicas Tendenciasenautomatizacióndeladistribución Ma.deLourdesGallegosGrajales,CuitláhuacPicassoBlanquelyJoséMartínGómezLópez Seconsideranalternativasymétodosparaestablecerlaautomatizacióndeladistribucióndeacuerdoconsusdiversastopologíasy

configuraciones.

63 ArtículoTécnico Desarrollo de un prototipo de Unidad Central Maestra (UCM) para la automatización de centros de control de

distribución CarlosEduardoUribeBlanco,RafaelMataAlmanzayCuitláhuacPicassoBlanquel Sepresentaeldesarrollodeunprototipodesistemadesupervisiónycontrol,contecnologíaabiertainteroperableypropietaria

deCFE.

74 ComunidadIIE ReseñahistóricadeEnergíasAlternas ReseñahistóricadeSistemasEléctricos ReseñahistóricadeSistemasMecánicos ReseñahistóricadeSistemasdeControl

82 BrevesTécnicas Aplicacionesdeinteroperabilidadenlaautomatizacióndeprocesos.JoséAlfredoSánchezLópez ControladorPrincipaldeSubestación(CPS)parasubestacionesdedistribucióndelaCFE.CuitláhuacPicassoBlanquely

CarlosChairezCampos SistemadeComunicacionesbasadoenelestándarIEC61850parasubestacionesdedistribucióndelaCFE.Joaquín

GarcíaHernándezyCuitláhuacPicassoBlanquel

88 ArtículodeInvestigación SimuladordelSistemaEléctricodeDistribuciónparaapoyoenlatomadedecisionesenCentrosdeControldeDistri-

bucióndelaCFE AlfredoEspinosaReza,AgustínQuinteroReyes,RaúlGarcíaMendoza,TitoManuelCallerosTorres,JesúsFidelBorjasDíaz,Benjamín

SierraRodríguezyRafaelTorresAbrego Sepresenta la arquitectura física, lógicay funcionaldiseñadapara integrarelSimuladordelSistemaEléctricodeDistribución

(SED).Artículopresentadooriginalmenteen12thWSEASInternationalConferenceonAutomaticControl,Modelling&SimulationACMOS‘10,WSEAS,Catania,Sicilia,Italia,Mayo29-31,2010.

46

Boletín IIEabril-junio-2011Editorial

Editorial

Enun mundo en el que la cons-tanteeselcambio,laadaptación,la reingeniería de procesos y la

innovación,conelfindemantenersea lavanguardiatécnicaytecnológica,esindis-pensableelusodetodas lasherramientasanuestro alcance, como son los sistemascomputacionales que nos permiten opti-mizartiemposycostosennuestracadenadeproducción.

Unejemplode ello es la implementaciónde la automatización en el sector eléc-trico,enparticular,laautomatizacióndeladistribución, con el objetivo principal desuministrar energía eléctrica a los consu-

midores al menor costo posible y conun grado de confiabilidad apegado a losestándares de calidad requeridos por elcliente, en este caso, laComisiónFederaldeElectricidad(CFE).

Otro ejemplo son las comunicaciones dedos vías con dispositivos de proteccióny control en lapartededistribuciónde lared eléctrica, fundamentales para el logrode los objetivos de eficiencia energética yconfiabilidad;éstassonalgunasdelastareasen las que el Instituto de InvestigacionesEléctricassehaenfocadoparael logrodeuna red eléctrica más flexible, robusta yconfiable,encaminadaasustentarlavisióndelaRedEléctricaInteligentedelaCFE.

Por esta razón, el Boletín IIE número 2tiene como tema central la“Automatiza-cióndeladistribución”,dondeseincluyeel artículo de divulgación que revisa elestado actual de la distribuciónde energíaeléctrica enMéxico ypresenta las tenden-ciastecnológicasqueseesperadominenenlaspróximasdosdécadas.

Enelartículodetendenciastecnológicasse comenta lo relevante de las tendenciasenautomatizacióndeladistribución.

El artículo técnico muestra el desa-rrollodeunprototipodeUnidadCentralMaestra (UCM) para la automatizacióndecentrosdecontroldedistribución,contecnología abierta interoperable y propie-tariadelaCFE.

En esta ocasión, en Comunidad IIEse hace una breve reseña histórica de lasáreas técnicas del Instituto, con motivodelrecienteaniversarionúmero35deestecentrodeinvestigación,dondeseresaltanlosprincipaleslogros.

Lasbreves técnicasnos hablan de apli-caciones de interoperabilidad en la auto-matización de procesos; el rol que tieneel Controlador Principal de Subestación(CPS), así como el sistemade comunica-ciones basado en el estándar IEC 61850para las subestaciones de distribución delaCFE.

Por último, en el artículo de investiga-ción se presenta la arquitectura física,lógicayfuncionaldiseñadaparaintegrarelSimuladordelSistemaEléctricodeDistri-bución para apoyo en la toma de deci-sionesenCentrosdeControldeDistribu-cióndelaCFE.

Estos desarrollos son prueba de que elInstituto de Investigaciones Eléctricassostiene la innovación tecnológica comopunto focal de sus líneas de investiga-ción,enestecaso ladeautomatizacióndeprocesos,atravésdesistemasparaautoma-tizarsubestacionesyredesdedistribución,incrementandolaconfiabilidadyfacilitandolatomadedecisionesanteposiblescontin-gencias, lo que trae consigo una industriaeléctricayenergéticamáscompetitiva.

47

DivulgaciónAutomatización de la distribución: presente y futuro

Automatizacióndeladistribu-

ción:presenteyfuturo

Automatización de la distribución: presente y futuro

Alfredo Espinosa Reza1, Salvador González Castro1 y Benjamín Sierra Rodríguez2

Las redes actuales más evolucio-nadas y las que se espera existan en el futuro, cuentan o contarán simultáneamente con esquemas de generación concentrada, genera-ción distribuida, fuentes alternas y renovables, y flujo eléctrico en dos sentidos.

Resumen

Serevisaelestadoactualdeladistri-bución de energía eléctrica enMéxico, así como el estado que

guardasuprocesodeautomatización.Deigualmanera, se presentan las tendenciastecnológicas que se espera dominen enlas próximas dos décadas, sobre todo siseconsidera la evolución tecnológicaquepropone el concepto de la Red EléctricaInteligente(REI).

Antecedentes

LaComisiónFederaldeElectricidad(CFE)esunaempresadelgobiernomexicanoquegenera,transmite,distribuyeycomercializaenergíaeléctricaparacercade34.7millonesdeclientes,loquerepresentaamásde100millonesdehabitantes.Además, incorporaanualmente más de un millón de clientesnuevos,conunatasadecrecimientomedioanualdecasi4.4%,durantelosúltimosseisaños(www.cfe.gob.mx).

A partir de octubre de 2009, la CFE esel organismo encargado de brindar elservicio eléctrico en todo el país, incor-porando el suministro de energía eléc-tricadelValledeMéxico,queabarcatodoel Distrito Federal (Divisiones Valle deMéxico Norte, Centro y Sur), así como

las zonas deTula,Tulancingo, Pachuca yCuernavaca(www.cfe.gob.mx).

La red de distribución está integrada porlíneas de subtransmisión (distribución dealtovoltaje)connivelesdetensiónde138,115,85y69kV,asícomodedistribuciónennivelesde34.5,23,13.8,6.6,4.16y2.4kVybajatensión.Aseptiembrede2010,la longitud de estas líneas era de 46,941kmy648,765km,respectivamente(www.cfe.gob.mx).

En cuanto al volumen de ventas totales,el 99% lo constituyen las ventas directasalpúblicoyel1%restante seexporta.Sibien el sector doméstico agrupa 88.23%de los clientes, sus ventas representan26.69% de las ventas directas al público.Una situación inversaocurre en el sectorindustrial, donde menos del 1% de losclientesrepresentamásdelamitaddelasventas(57.87%)(www.cfe.gob.mx).

EvolucióndelSistemaEléctrico

El Sistema Eléctrico está en constanteevolución.Enlasredeseléctricastradicio-nales se tiene un esquema de generaciónconcentrada con el flujo eléctrico en unsolo sentido. La operación está basadaen el comportamiento histórico, lo queimplicaquelosoperadoresdeloscentrosdecontrol tomen lasdecisionesconbaseen su conocimiento y experienciapropia,verfigura1(Espinosa,2010).

1InstitutodeInvestigacionesEléctricas2ComisiónFederaldeElectricidad

48

Boletín IIEabril-junio-2011Divulgación

Figura1.Esquemaoperativodelasredestradicionales.

Las redes actuales más evolucionadasy las que se espera existan en el futuro,cuentan o contarán simultáneamentecon esquemas de generación concen-trada,generacióndistribuida(cercade lospuntos de consumo), fuentes alternas yrenovables (eólica, solar, microturbinas,etc.) y flujo eléctrico en dos sentidos. Laoperación está o estará basada en datosadquiridos y procesados en tiempo realporsistemasdeinformacióndeapoyoalatomadedecisiones(DSS,porsussiglaseninglés),verfigura2.

Esta evolución del Sistema Eléctricoimplica la adopción de nuevas tecnolo-gías paraoperar adecuadamente, vigilandoel cumplimiento de los objetivos de laempresaentérminosdeseguridad,conti-nuidad,calidadyeconomía.Serequierentecnologías para protección, medición,control,telecomunicacionesyesquemasdeautomatización avanzados, que considerenelflujobidireccionaldelaenergía,asícomolas implicaciones que se tienen con losesquemas de generación distribuida, neteo(medición de consumoneto),microrredes

(aislamientocontrolado),productoresinde-pendientes y la incorporación de fuentesde energía distribuida y renovable de altapenetracióne intermitencia(DER-Distri-butedEnergyResources)(VidrioyGonzález,2008)y(Gonzálezetal,2008).

Estadoactualdelaautomatizacióndeladistribución

EnlaCFE,laautomatizacióndeladistribu-ciónseencuentrainmersaenlosprocesosde planeación, construcción, operacióny mantenimiento, que se llevan a caboen las 16Divisiones deDistribución queexistenenMéxico.Cadaprocesoseapoyaen el uso de herramientas computacio-nales adecuadas para atender eficiente yeficazmente la demanda incremental, asícomoparamejorarlacalidaddelaenergíasuministrada.

En particular, los esquemas de automa-tización actuales implican contar conelementostelecontroladosensubestaciones

Figura2.Esquemaoperativodelasredesactualesevolu-cionadasyfuturas.

para todos los interruptores de potencia,para los transformadores principales, asícomoparacadaunodesusalimentadores.Para esto, existen arreglos normalizadosque incluyen los esquemas de control,protección y medición, de manera quetodas las señales operativas se concen-tren localmente en un Controlador Prin-cipaldeSubestación(CPS)yenuntableroSISCOPROMM(SistemaIntegradoparaelControl, Protección,Medición yManteni-bilidaddeSubestacionesEléctricas).

Adicionalmente se está implementandoen el total de subestaciones de distribu-ción, el SistemadeMonitoresdeCalidadde la Energía (SIMOCE). En conjunto,estos sistemas alimentan a un Sistemade Control Supervisorio y AdquisicióndeDatos (SCADA), que se encuentra enlos Centros de Operación de Distribu-ción (figura 3), en donde el operador dedistribucióntieneentiemporeal,lainfor-macióndel estadooperativodecadaunode los elementos que intervienen en elprocesode transformar la energíade altatensión a media tensión, para su distri-

49


buciónatravésde lareda loscentrosdeconsumo(industrial,residencial,comercialyrural).

Enlareddemediatensión(reddedistri-bución), desde los interruptores de lasubestación hasta el transformador dedistribución (tipo poste, de pedestal ode particulares) utilizan un esquema dealimentadoresradialesconenlacesnormal-mente abiertos entre diferentes circuitosquesecruzan.

Entodos loscasosseaplicauncomplejoesquema de protecciones coordinadaspara responder a disturbioso fallas en lared, así como dispositivos de secciona-miento de apoyo, tales como relevadoresdesobrecorrienteydedistancia,interrup-toresbajocarga,cuchillasyfusibles.

En la red de distribución se aplica unesquemaderestauradores,loscualesestánprogramados con tiempos de respuestapara intentarhasta tres re-cierres encasodedisparo.Estaestrategiaeliminalasfallasydisturbiostransitoriosdecortaduración,por ejemplo, en caso de una falla decla-radayqueelrestauradornosemantengacerrado después del último intento, seenvía una alarma al SCADA para alertar

aloperadordeunasituaciónquenopudoserresueltaporeldispositivoencampo.

Adicionalmente,losalimentadorescuentancon dispositivos de seccionamiento tele-controlados a la mitad del circuito, loquepermitealoperadormaniobrar laredparaaislarunafallaynoperderenningúncasomásdel50%delacargamedianteelenlacetemporalconotroscircuitos.

Actualmente existen algunos Centros deOperación de Distribución equipadoscon simuladores del Sistema Eléctricode Distribución conectados en línea alSCADA(yaotrossistemascorporativos)para el análisis operativo de la red entiempocercanoalreal(figura3),asícomopara apoyar el análisis de maniobras demantenimiento, planes de contingencia yentrenamientodepersonal.

Tendenciastecnológicas:laRedEléctricaInteligente(REI)

Una de las principales tendencias tecno-lógicas en el ámbito del suministro deenergía eléctrica es el concepto de REI(SmartGrid) (Vidrio yGonzález, 2008) y

(Gonzálezetal,2008).Enesteconcepto,la Automatización de la Distribuciónse centra en implementar los esquemaspropuestos por la Automatización Avan-zada de la Distribución (ADA, por sussiglas en inglés), en donde intervienenfunciones complejas e integradas (www.intelligrid.info). Entre las funciones másimportantesseencuentran:

AutomatizaciónAvanzadadelaDistri-bución(ADA).Elobjetivoesmejorar laconfiabilidadylacalidaddelaenergía,asícomohacermáseficienteel sistemaeléc-tricoengeneral,pormediodelaautoma-tización de los procesos de distribución,talescomo:análisisypreparacióndedatoslo más cercano posible al tiempo real,optimización de la toma de decisiones ycontroldelasoperacionesdedistribución,encoordinaciónconlossistemasdegene-raciónytransmisión.

Figura 3. Centro de Operación de Distribución de la ZonaTampicodelaDivisiónGolfoCentro.

Figura4.MonitoreodelSistemaEléc-trico de Distribución en la DivisiónGolfoCentro.

50


ADAsecomponedelossiguientescasosdeuso(www.intelligrid.info):

1. Modelado y análisis de la operación de la distribución (DOMA, por sus siglas eninglés).

a. Recopilacióndedatosyrevisióndesuconsistencia. b. Revisióndelaintegridaddelmodelodelsistemaeléctrico.

c. Análisisymodeladoporeventosydemaneraperiódicaconentregaderesumenderesultadosaloperador.

d. Alarmasactualesypredictivas. e. Análisisdecontingencias.2. Localizacióndefalla,aislamientoyrestauracióndelservicio(FLIR,porsussiglasen

inglés).3. Control de voltaje y reactivos (VVC, por sus siglas en inglés) para la optimización

coordinadadevoltajeypotenciareactiva. Análisisdecontingencias(CA,porsussiglaseninglés).4. Modeladonuméricodelsistemaeléctrico. a. Análisis“quepasasi…”. b. Estimacióndeestadosentodosloselementosdelared. c. Análisis“n-1”. d. Análisisdeescenariosdecatástrofesmasivasyapagonesnoplaneados. e. Reconfiguracióndealimentadores.5. Procesamientointeligentedealarmas(IAP,porsussiglaseninglés).6. Coordinacióndeaccionesdeemergencia.7. Esquemas anticipados de acciones correctivas y coordinación de acciones de

emergencia. a. Coordinacióndeaccionesderestauración.8. Pre-armadodeesquemasdeaccionescorrectivas.9. Esquemasanticipadosderestauración. a. Coordinacióndeaccionesderestauraciónendistribución. b. Re-coordinaciónderelevadoresdeprotección.10.Esquemasdeproteccionesadaptivas. a. Monitoreoremotodelestadooperativodedispositivosdeprotección.11.Registroyreportes.

Estas funciones son ejecutadas a través de interfaces directas o genéricas con diferentesbases de datos y sistemas, entre losmás importantes están el Sistema deGestión de laEnergía(EMS,porsussiglaseninglés),elSistemadeGestióndeFallas(OMS,porsussiglaseninglés),elSistemadeGestióndeClientes(CIS,porsussiglaseninglés),elSCADA,elSistemadeInformaciónGeográfica(GIS,porsussiglaseninglés)yelSistemadeGestiónde laFuerza deTrabajo (WFMS, por sus siglas en inglés), así como simulaciones de lascondicionesdeoperaciónentiempocercanoaltiemporeal,optimizaciónpredictivacercanaaltiemporealycontrolentiemporealdelasoperacionesdedistribución.

ADAhaceunacontribuciónsignificativaparamejorar lasoperacionesdelsistemaeléc-

trico por medio de la automatización, lacual no puede ser alcanzada usando losmétodosoperacionalesexistentes.

Auto restablecimiento del servicio(FLIR). También conocido como Self-Healing por su operación automatizadaencampo,estafuncióntieneelpropósitoprincipal de restaurar automáticamentela energía de las secciones sin-falla deuna línea, tramo, circuito o alimentador,despuésdequeunafalladeclaradahasidoidentificada y aislada. Adicionalmentepermiteprevenirapagonesdeáreaampliade forma automática y responde rápida-mente al proceso de normalización de lared.

En la actualidad, la restauración automá-ticadelservicioserealizaconsiderandounconjunto limitadodecondicionesy topo-logías de red. En un futuro próximo, seesperaqueestas restricciones se elimineny el sistema de automatización sea capazderestaurarlaenergíaenlossistemasquesecaracterizanpor:

• Contar con múltiples fuentes deenergíadisponibles.

• Las fuentes múltiples pueden perte-neceradiferentesorganizaciones,divi-sionesozonas.

• Múltiples puntosde conexiónposibleentrelasfuentes.

• Requieren dividir la carga total arestaurar en secciones, debido a queuna sola fuente no es suficiente paraenergizarlacargatotal.

Laidentificación,localización,aislamientoy restablecimiento de fallas (FLIR) serealiza desde los centros de control y enla propia red eléctrica mediante dispo-sitivos en campo automatizados, con

51


capacidad de cómputo distribuido y tele-comunicaciones. Esta función se realizacon los datos obtenidos desde la subes-taciónde distribuciónhasta los alimenta-doresocircuitos.Todasestasaplicacionesy componentes del sistema funcionan demaneracoordinadaysonadaptablesa lassituacionesreales.

La metodología convencional para elcontrol de emergencias se basa en estu-diosfueradelíneaparalaseleccióndelosesquemas de automatización aplicables,suubicaciónysuconfiguración.Estetipodeestudiosfueradelíneaserealizagene-ralmente seleccionando las condicionesde análisis para casos típicos y de emer-gencia anteriores. Sin embargo, el diseñode acciones correctivas basadas en situa-cionesdeemergenciaanteriores,nogaran-tiza que funcionarán en forma efectivapara lasemergencias futuras.Enrealidad,las situaciones de emergencia ocurrena menudo en condiciones que son muy

diferentes de los casos de estudio. Porejemplo,cuandoseincrementaelnúmerode recursos de energía distribuida (DER)conectados a la red de distribución, lasoperaciones de distribución tienen queampliarse para supervisar y administrar,incluso controlar, estos recursosodispo-sitivosDER.LosavancesdelosSistemasde Gestión de la Distribución (DMS,porsussiglasen inglés)yADApermitenque estos sistemas esténdisponiblesparala coordinación en tiempo real de lasredes de transmisión y distribución, paralas condiciones de operación normal,de emergencia y de restauración de lossistemasdepotencia.

En los sistemas de control del futuro,los dispositivos Self-Healing se diferen-ciarán de los actuales en la aplicación decontroles significativamente más auto-matizados, en lugar de los controlesparasupervisión. Asimismo, permitirán incre-mentarlaintegridaddelacadenadevalor

Generación Transmisión Distri-bución Cliente, en lugar de la auto-proteccióndeequipossolamente.

AnálisisyModeladodelaOperacióndelaDistribución(DOMA).Sebasaenunflujodeenergíadesequilibradodeladistri-buciónentiemporeal,demodoquesevancambiando las condiciones de operacióndemaneradinámica.Analizalosresultadosde las simulaciones del flujo de energía yproporcionaaloperadorelresumendeesteanálisis, para que éste tome decisiones dereconfiguraciónyoperación.

Proveeaotrasaplicacionesconlaspseudo-medicionesparacadaelementodelsistemade distribución, desde las subestacioneshastaloscentrosdecargaenelsecundario.El modelo se basa en las actualizacionesdelatopologíadelaredentiemporeal,enlos parámetros de las instalaciones, en lacargayen loscomponentes relevantesdelsistemaeléctricoqueloalimenta.

52


Cuentacontresmodosdeoperación:

• Modo en tiempo real, que reflejalas condiciones actuales del sistemaeléctrico.

• Modo de anticipación, que refleja lascondiciones previstas en un futuropróximo(deunahoraaunasemana).

• Mododeestudios,queproporcionalacapacidad de realizar el análisis “quépasasi…”.

Lasfuncionesclavequedebedesempeñarson:

• Modeladodelossistemasdetransmisióny subtransmisión inmediatamente adya-centesaloscircuitosdedistribución.

• Modelado de la conectividad de loscircuitos de distribución. Se debeincluir la capacidaddeconexióna lossistemas de información geográfica(GIS)ydeclientes(CIS).

• Modelado de los nodos de carga dedistribución.

• Modelado de instalaciones y dispo-sitivos. Líneas aéreas y subterráneas,dispositivos de interrupción (switching),transformadoresdepotencia con tapsde regulación, transformadores dedistribución,bancosdecapacitoresdesubestación y de alimentadores consus dispositivos de control, reactoresseriedealimentadores, reguladoresdevoltajeconsusdispositivosdecontrol,generadores distribuidos, motoressíncronos, equivalentes de carga paramodelosdealtafrecuencia.

• Flujodepotencia.• Evaluacióndelacapacidaddetransfe-

renciayvigilanciadelímitesdevoltaje.• Análisisdecalidaddelaenergía.• Análisisdepérdidas.• Análisisdefallas.

• Evaluación de las condicionesoperativas.

Recursos Energéticos RenovablesDistribuidos(DER).Losrecursosener-géticos distribuidos son una realidad, seespera su incorporación en un mercadode alta penetración (consumidores resi-denciales)encuantolaeficienciaaumentey los costos de la infraestructura dismi-nuyan. Se incluye en este concepto lageneración distribuida (paneles solares,turbinas eólicas) y el almacenamiento deenergía (baterías y vehículos eléctricos ehíbridosconectablesalared).

Conforme vayan penetrando los recursosenergéticos renovables, cada vez tendránmásinfluenciaenlossistemasdepotencia,porloquelaprevisiónglobalydetalladadesu contribución al sistema se volverámáscrítica.Enelcasodequelosrecursosener-géticos distribuidos sean de alta penetra-ción,lapredicciónseráfundamentalparalaestabilidaddelsistemaensuconjunto.Lasenergías renovables ofrecen importantesretosentodoslosnivelesdebidoalanatu-ralezaintermitentedesuproducción,peroes enelSistemaEléctricodeDistribuciónen donde se reflejarían los cambios másimportantesenelflujodepotencia.

Adquisición de Datos y Control(DAC).Esta función seutiliza enopera-ciones de transmisión y distribución,cuentaconmúltiplestiposdemecanismospara recuperación de datos de equiposde campo y con capacidad para el envíode comandos de control a los equiposdel sistema eléctrico. Estos mecanismosoperan entre los dispositivos de campoy los sistemas localizados en las subesta-ciones,asícomoentre losdispositivosdecampoylossistemas(incluyendo,perono

limitando al SCADA) localizados en loscentros de control, así como centros deplaneacióneingeniería.

Esta función proporciona datosmedidosen tiempo real, datos estadísticos y otrosdatoscalculadosdelsistemaeléctricoalossistemas y aplicaciones que los utilizan.La función también apoya la emisión decomandos de control a los equipos delsistema,asícomoelajustedeparámetrosa losdispositivoselectrónicos inteligentes(IED, por sus siglas en inglés) y a otrossistemasdecampo.

DACincluyefuncionescomo:

• Monitoreo y control directo delequipo.

• Interaccionescondispositivoselectró-nicos inteligentes (IED,por sus siglaseninglés).

• Monitoreo y control de equipo decampo(víaIED).

• Monitoreo y control de dispositivosDER.

• SCADAparamonitoreo y control deequiposdecampoeIED.

SCADAparaADA. Es una herramientapara la adquisición de datos de campo ypara la supervisión de procesos produc-tivos en general. Por medio de una redde comunicaciones, las mediciones sonenviadas en tiempo real desde el campohasta una base de datos central, para serprocesadasconsoftwareespecializado.

Un SCADAparaADA requiere de algo-ritmosycapacidaddecómputoentiemporeal, ya quemuchas de las decisiones deoperaciónserántomadasdeinmediatoenelmismoinstanteenqueseproducenloseventosquedisparanorequierenatención

53


específica, tales como disturbios, fallas,sobrecargadeconductores,etc.

Además, debe considerar toda la capa-cidad de cómputo distribuido en la redeléctricapara la correcta yóptimaopera-ción, desde los restauradores con algo-ritmos avanzados y la coordinación deprotecciones, hasta los dispositivos deautorestablecimientotipoSelf-Healing.

Gestión del lado de la demanda(DSM). El objetivo principal de estafunción es “aplanar” la curva de lademanda lo más posible, con todos losbeneficios que esto implica, a través delos programas de control de la carga delcliente, así como el despacho energéticoen tiempo real, en función de la energíarealmenteconsumida.

Enestecontexto,losproveedoresdeservi-cios de energía y operadores delmercadoaplican la respuesta a la demanda yprogramasdecontroldecarga,paragaran-tizar la estabilidad de la red y el correctofuncionamiento en momentos pico dela demanda o ante emergencias por inte-rrupciones de sistemas de generación,transmisión o distribución. Con algunosprogramas,elcliente (residencialocomer-cial) reduce la carga requerida mediantecomandos del proveedor del servicio odel operador del mercado. Algunos deestosprogramassellevanacabodeformavoluntaria, donde el cliente puede optarpormantener la carga, o bien, demaneraobligatoria, donde el cliente debe desco-nectarsedelsistemaeléctricooincurriráensancioneseconómicasporincumplimiento.

El cliente en este programa puede tenerbeneficios,talescomo:tasasdedescuentoo mejores tarifas. Algunos de estos

programas pueden tener el carácter deobligatorio para proveer el servicio eléc-trico en áreas en donde existen restric-ciones de capacidad de transmisión odistribución.

Los sistemas de comunicación jueganun papel clave en esta función, ya quelas instrucciones o comandos de controldeberán ser enviados al cliente parareduciroeliminarlacarga,asícomoveri-ficarsucumplimiento/incumplimiento.

Gestión Avanzada de Fallas (OMS,WFMS,MWFMS). La gestión avanzadade fallas implica el manejo de una grancantidad de información, desde la ubica-cióndelafallaenelmodelodelaredeléc-trica,hastaelpersonalymaterialesnecesa-riosparasuatención.

Elsistemadegestióndecuadrillasodelafuerzadetrabajomóvil (MWFM,porsussiglas en inglés) es un sistema de infor-mación que conjuga procesamiento dedatosdediversasfuentes,conelobjetodeimplementar una función de negocios aescala empresarialqueabarca la creación,envío, y terminaciónde los trabajos asig-nadosapersonaldecampo.

Lafuerzadetrabajomóviloperaequiposde campo y de computación, que por logeneral se comunican a través de redesinalámbricas(yaseanpúblicasoprivadas),a menudo combinadas con la localiza-ción de vehículos mediante un SistemadePosicionamientoGlobal(GPS,porsussiglaseninglés),paraobtenerelestadoentiemporealyseguimientodelaubicacióndelafalla.

MWFM se comunica con el sistema degestiónde fallas (OMS),degestiónavan-

zadadeactivos (AAMS,porsussiglaseninglés)ydegestiónde recursoshumanos(WFM), entre otros, para realizar la asig-naciónautomáticadeórdenesdeserviciocuandoexisteunafallaencampo(eventosnoprogramados),asícomoparagestionary asignar las órdenes de servicio progra-madas en campo (maniobras, libranzas,inspecciones,supervisiones,visitas,etc.).

ElsistemaOMSdebedetectareidentificaruna falla, así como su posible ubicaciónen la red mediante algoritmos lógicos yanalíticos,ohaciendousode lasvariablesmedidasenlared.Porsuparte,elsistemaMWFMS debe asignar la ruta óptima delas cuadrillas en funciónde suubicación,características,recursosytiempoestimadodelatarea.

Arquitecturadecomunicacionespropuesta

El Instituto Nacional de Estándares yTecnología(NIST,porsussiglaseninglés),ha elaborado un esquema ymapa de rutatecnológica para la interoperabilidad dela REI (NIST, 2010), el cual está susten-tado en la arquitectura IntelliGrid desarro-llada por el EPRI (www.intelligrid.info).Enesteesquemayarquitecturasedefinensietedominiosaltamenteinterrelacionados.De éstos, el dedistribución esunode losmás complejos, incluye operaciones decontrol, medición, protecciones, registroy optimización (figura 5), así como inter-faces de comunicación con los Dominiosde Mercado Eléctrico, operaciones y porsupuestocontransmisiónyclientes.

Finalmente, el concepto de automatiza-cióndeladistribuciónenlaREIconsiderala interacción de diversos sistemas, enti-dadesyprocesos, loscualesseagrupane

54


interactúanmedianteunesquemadeinte-gración de información empresarial quepermite la interoperabilidad semántica yseguraentretodosellos(figura6).

InteroperabilidadyseguridadparaADA

Enestesentido,elNISThaidentificado5estándares relacionados con interoperabi-lidadyqueestánlistosparaserreguladospor la Comisión Federal Regulatoria deEnergía (FERC, por sus siglas en inglés)en el contexto de la REI en EstadosUnidos(Arnold,2010).

IEC 61970 e IEC 61968. Proveen unModelo de Información Común (CIM,por sus siglas en inglés) para el inter-cambio de datos entre dispositivos yredes en los dominios de transmisión ydistribución.

IEC 61850. Facilita la automatización ycomunicaciónde subestaciones, así comolainteroperabilidadatravésdeunformatocomúndedatos.

IEC 61870-6 (ICCP). Facilita el inter-cambio de información entre centros decontrol(ICCP).

IEC62351.Direccionalaseguridadciber-néticadelosprotocolosdecomunicacióndefinidosporlosestándaresanteriores.

Conclusiones

ElmayorbeneficiodelaREIserálainter-operabilidad que abrirá a la innovacióncada aspecto de la generación, transmi-sión, distribución y uso de la energíaeléctrica.

Figura6.VisióngeneraldelaRedEléctricaInteligente.

Figura5.Dominio“Distribución”paralainteroperabilidadenlaRedEléctricaInte-ligente(NIST,2010).

55


La innovación creará cambio y éste incre-mentaráladiversidad,lacualhasidoyseráunode losmayores retos, no sólopara laintegración inicial, sino para el manteni-mientoeintegridadoperacionaldelared.

El gran reto para la interoperabilidadde la REI y para los estándares que lasustentará,serásoportarladiversidadylainnovación. Esto requiere de estándaresque permitan el fácil acoplamiento entretecnologías de origen diverso. Además,estos estándares requieren considerar laseguridadinformáticadenivelempresarialencadainterfaz.

La automatización de la distribuciónestá y seguirá estando en las próximasdos décadas, en unprofundoproceso detransformación y modernización, que lepermitiráa lareddedistribuciónsermásrobusta, segura y confiable, considerandoestrategias de generación con fuentesmás limpias y renovables que apoyen adisminuiryrevertirelimpactodelcambioclimático.Esunatareaardua,peroesunatareaquetienequerealizarse.

Referencias

Comisión Federal de Electricidad. Disponible enURL:http://www.cfe.gob.mx.

A.Espinosa,CursodeRedesInteligentes,Parte1:Intro-ducción, VIII Congreso Internacional sobre Innova-ción y Desarrollo Tecnológico, IEEE - CIINDET2010, Cuernavaca, Morelos, México, 22 y 23 denoviembrede2010.

G. Vidrio y S. González, Red Eléctrica Inteligente.El futuro entre nosotros, Ciencia y Desarrollo,CONACYT,septiembre2008.

S. González, R. Nieva, G. Vidrio, A. Espinosa, R.Velázquez y H. Sarmiento, La Red Eléctrica Inteli-gente.Conceptos,elementosyperspectivas,IICongresoconjuntode laAsociaciónde laEconomíaEnergé-tica,laAsociaciónMexicanadeEnergíayelcapítulo

México del Consejo Mundial de Energía, México,D.F.,4y5demarzode2010.

NIST - Office of the National Coordinator forSmart Grid Interoperability, NIST Framework andRoadmap for Smart Grid Interoperability Standards,Release 1.0, U.S. Department of Commerce, NISTSpecialPublication1108,January2010.

EPRI, IntelliGrid Architecture. Disponible en URL:http://www.intelligrid.info

A.Espinosa,R.García,J.F.BorjasyB.Sierra,Arqui-tectura base de interoperabilidad semántica para el

ALFREDOESPINOSAREZA[[email protected]]IngenieroMecánicoElectricista,enel áreadeElec-tricidad y Electrónica, egresado de la UniversidadNacionalAutónomadeMéxicoen1994. IngresóalIIE en1995 endondedesarrolla e integra sistemasde información en tiempo real para centrales gene-radoras de energía eléctrica, subestaciones y redesde distribución. Sus áreas de investigación incluyenlaarquitecturae infraestructurade interoperabilidadsemánticaparalosSistemasdeGestióndelaDistri-bución (DMS) soportada por el Modelo de Infor-mación Común (CIM). Recientemente coordinó eldesarrollo del Simulador del Sistema Eléctrico deDistribuciónparaloscentrosdecontroldedistribu-cióndelaCFE.

SALVADORGONZÁLEZCASTRO[[email protected]]Ingeniero Mecánico Electricista por la UniversidadNacional Autónoma deMéxico (UNAM) en 1974.Maestro en Ingeniería Eléctrica en 1976, Maestroen Ciencias en 1978 y Doctor en Filosofía porla Universidad Rice de Houston, Texas, EstadosUnidos.De1978a1980fueinvestigadordelaCoor-dinación de Automatización de la UNAM. Ingresaa la División de Sistemas de Potencia del IIE en1980, donde se desempeñó como Jefe del Área deControl del Departamento de Simulación. Poste-riormente se desempeña como Director de Desa-rrollodeProductosyDirectordeServicioaClientes,Kb/TEL Telecomunicaciones, S. A. de C. V. de1991 a 1996. A partir de 1997 ingresa nuevamentealIIEcomoDirectorde laDivisióndeSistemasdeControl,cargoquedesempeñahastalafecha.

Sistema Eléctrico de Distribución Inteligente en CFE,Boletín IIE julio-septiembre 2010, Instituto deInvestigacionesEléctricas.

G. Arnold, Letter to Jon Wellinghoff, Chairmanof Federal Energy Regulatory Commision, NIST,Gaithersburg,Maryland,USA,October2010.

A.Espinosa,A.Quintero,R.García,J.F.Borjas,T.M.Calleros, B. Sierra y R. Torres, On-Line Simulatorfor Decision Support in Distribution Control Centersin a Smart Grid Context, WSEAS Transactions onSystems andControl, Issue 10,Volume 5,October2010,ISSN:1991-8763,pp.814-816.

56

Boletín IIEabril-junio-2011Tendencia tecnológica

Tendenciasenautomati-zacióndeladistribución

Tendencias en automatización de la distribución

Lourdes Gallegos Grajales, Cuitláhuac Picasso Blanquel y José Martín Gómez López

Actualmente las compañías eléc-tricas realizan esfuerzos paralograr mayor efectividad opera-

tivaenlaautomatizacióndeladistribución(Kymura y Flynn, 2009). Entre las solu-cionesactuales,asícomofuturas,seconsi-deran alternativas y métodos para esta-blecerlaautomatizacióndeladistribución,de acuerdo con sus diversas topologías yconfiguraciones. Dada la conformaciónde las redes eléctricas, la automatizaciónse hace compleja debido al gran númerodenodosconderivacionesqueafectanlascargasdeenergíaen loscircuitosconfor-madosporgrandesdistancias.

En la cadena de valor de la energía eléc-trica,ladistribución,comoelementofinal,establece los requerimientos de demandaconcalidad,por loquesehacenecesarioque los Sistemas Eléctricos de Distribu-ciónseanrobustos,confiablesyeficientesenelmanejodeenergía.

En los retos de automatización, elcomportamiento heterogéneo de lasredes de distribución se ve impactado enlaeficienciadecalidadyserviciohacialos

usuariosfinales.Laimplementacióndelosesquemas de automatización de la distri-buciónsehacecomplejasiseconsideraelvolumendeequiposrequeridos,asícomola implementación de funciones, la loca-lización de fallas, y la reconfiguración dealimentadores de las redes, tomando encuentalaoptimizaciónfuncional.

En este contexto, las tendenciasde auto-matización de la distribución (AD), seasocian directamente al concepto e inte-gración de Redes Eléctricas Inteligentes(REI) (figura 1).El tema de la automati-zaciónde la distribución es una columnaquedebe soportar lasREI, considerandoque la energía eléctrica adquiere mayorvalor a través de la Generación Distri-buida,porejemplo,laenergíaeólica,solar,debiomasa,entreotras.Enesteenfoque,elprocesamientode lossistemasnosola-mente es la automatización de las redesde distribución en sí complejas, sino quetambién es necesario considerar las apli-cacionesdecómoseoperará laentradaysalidaparanuevasfuentesdeenergíaalasredesdedistribución.

El tema de la automatización de la distribución es una columna que debe soportar las Redes Eléctricas Inteligentes, considerando que la energía eléctrica adquiere mayor valor a través de la Generación Distribuida, por ejemplo, la energía eólica, solar, de biomasa, entre otras.

57

Tendencia tecnológicaTendencias en automatización de la distribución

Figura1.Esquemadeautomatizaciónenladistribución.

En la implementación de aplicacionespara la automatización de la distribu-ción, se consideran equipos y compo-nentes con capacidad para procesar elrestablecimiento del servicio eléctrico entiempos mínimos (Self-Healing), inclusopara responder a esquemas con reconfi-guración sobre los alimentadores y fallasen redes eléctricas de grandes ciudades,con configuraciones entrelazadas porotrasredeseléctricas.Asimismosedeberáconsiderarlascargasdeenergíavariableensudemanda,ydefinitivamentelaautoma-tizaciónesungranretoaresolver,dondeuna solución puede resultar no-propia,inoperante, no-funcional odar resultadosnodeseados.

58


En este contexto, la instrumentación enlasredesdedistribuciónconsideraequipode protección con procesamiento avan-zado, para ser programable de acuerdoconlaconfiguracióndelasredeseléctricasdedistribución,ydebajocostoporelgrannúmerodeaplicacionesque se requieren.Así también, la medición de energía quedebe contar con diversas funciones queprocesenalgoritmosendiferentesparáme-tros,comomedicióninstantánea,deesta-dísticas, de control, de tarifas, deprogra-maciónporsuministroycortedeenergía,o también como el caso de los equiposdecontrol,para seccionamientoy restau-radores que permitan la reconfiguraciónautomatizadadelosalimentadores.

Funcionesactualesyfuturasdelaautomatizacióndeladistribución

Dada la complejidad de los sistemas dedistribución es importante considerar demanera estratégica, la localización de losdispositivos de seccionamiento dondese incluirán las funciones de supervisiónremota y control, que se combinan conel sistema SCADA de los Centros deControl. Por ello, cabe resaltar que lossistemas SCADA futuros deben consi-derar la interoperabilidad con otrossistemas, para llevar a cabo el análisis deoperacióndelossistemasdedistribución.En lafigura2 semuestraunesquemadelasfuncionesactualesyfuturas.

Las funciones para la automatización dela distribución son conocidas comoDMS(DistributionManagamentSystem)osistemadeadministracióndeladistribución,delascualessemencionanlassiguientes:

FDIR (Fault Detection / Isolation andService Restoration). Para mejorar laconfiabilidad, FDIR detecta una falla enel alimentador y con base en el sensadoinstrumentadodelared,manejadoporlosequiposDEI, lafallaseaíslarápidamenteen la sección del alimentador, lo cualreduceel tiempodelservicioderestaura-ción de horas a minutos, obteniendo unmejoramientoenlaconfiabilidadycalidaddelservicio.

IVVC(Integratedvoltaje/varcontrol).Estafunciónseenfocaareducirpérdidasenlared, energizando o denergizando bancosde capacitores en la misma, asegurandoun perfil optimizado de voltaje en la redymanteniéndoloen la redde losalimen-tadores para normalizar las condicionesdeoperaciónyreducir lospicosdecarta,esto podría ser manejado desde los tapsdel transformador ubicado en la subes-tación, pero para esta función se utilizanalgoritmosavanzados.

TP (Topology Processor). El procesa-miento topológico es un sistema fuerade línea que determina la topología dela red y la presenta a través de colores,presentando con precisión los datos delsistema SCADA. El sistema TP tambiénproporciona procesamiento de alarmas,eliminandolasquenomodificancambiostopológicos.

DPF (Distribution Power Flow). Estafunción permite corregir los desbalancesde flujo de carga en el sistema trifásico,para los sistemas mallados o radiales.AdemásesimportanteenconjuntoconlafunciónFDIReIVVE.

LM/LE (Load Modeling / Load Estima-tion). Es posible lograr un modelado decarga, o bien, una estimación de cargadinámica en lamedida enque seobtienetodalainformaciónposibledelcomporta-mientode lareddedistribución, incluidoelmanejo de transformadores, capacitan-cias,facturación,asícomolamediciónen

Figura2.EsquemadelasfuncionesactualesyfuturasdelossistemasSCADA.

59


tiemporealdelosalimentadores.Sedebeprecisarelestimadodecargaenlareddedistribución,considerandolacargaenestared, como en la generación agregada. Sielmodeladodecargasysusvaloresrealesno son lo suficientementeprecisos, todaslas soluciones de automatización resultandifícilesdeutilizar.

ONR (Optimal Network Reconfiguration).Esta función permite recomendar recon-figuración de la red de distribución paraminimizar pérdidas de energía, mante-niendo el voltaje en el nivel deseado, asícomoelbalancedecargasentrelostrans-formadoresdelasubestación, losalimen-tadores y las fases de la red. La ONRtambiénesutilizadapara atender la recu-peración en los apagones y en losplanesdemantenimiento.

CA (Contingency Analysis). Esta funciónse integra en un sistemaDMS, diseñadoparaanalizarelpotencialdeposibilidadespara reconfigurar escenarios fallados, queafectanalosusuariosoimpactanlasegu-ridad operativa del sistema. Esta funciónpermite contemplar acciones preventivaso correctivas para cambios en la opera-cióndelaconfiguracióndelaredygaran-tizar que un mínimo de clientes quedensin servicio, maximizando la mayorconfiabilidad.

SOM(SwitchOrderManagament).Esunaherramienta importantepara laoperaciónentiemporealycubrevariasaplicacionespara el sistema DMS. Esta función sepuedeutilizarparagenerarvariasopcionesde reconfiguración que sean bien proce-sadas,verificadas,ejecutadasorechazadas.SOM proporciona un análisis avanzadoparatodaslasoperacionesdereconfigura-ciónenelsistemadedistribución.

SCA(ShortCircuitAnalysis)oAnálisisdeCorto Circuito. Es una función fuera delínea que permite calcular la corriente decorto circuito para condiciones de fallahipotéticas, además que puede evaluar laposibilidad de impacto de una condicióndefalladelared.Estafunciónpuedeveri-ficar lospuntosde ajuste de los sistemasdeDEI’sdeprotecciónyoperación,paraquesepuedalograrajustardemaneramásfina, los puntos de ajuste de los releva-doresdeprotección.

RPC (Relay Protection Coordination).Administra y verifica los ajustes del rele-vadorutilizadosparalosalimentadoresdedistribución,quepermitenestablecerdife-rentescondicionesdeoperaciónyreconfi-guracióndelared.

OPC/OVP (Optimal Capacitor Placement/ Optimal Regulator Placement). Localiza-ciónóptimadebancosdecapacitorespararegulación,localizaciónóptimadelaregu-lacióndelvoltajeenlasredesdedistribu-ción,para lograr un controlmás efectivodelapérdidadeenergíadealimentadoresVARydelperfildevoltaje.

DTS (Dispatcher Training Simulator)o Simulador para Entrenamiento deDespacho de Energía. Esta herramientase utiliza para simular efectos de condi-ciones de operación normal y anormal,así como escenarios de reconfiguraciónantes de ser aplicados en los sistemas dedistribución en tiempo real.En la reddedistribución,elsistemaDTSesunaherra-mienta importantedeapoyoenlaevalua-ción de impactos en el plan de opera-ción futura o para simular escenarios deoperaciónhistóricosparaobtener valoresque coadyuven en un conocimiento ycapacitación del uso de esta herramienta.

Asimismo,elDTSesdegranutilidadparasimularcondicionesa laexpansiónde lossistemasdedistribución.

En otro aspecto, las tendencias paraaplicar la automatización de la distribu-ción y de redes eléctricas inteligentesconsideran lamodernizaciónde la reddedistribución, pero con un enfoque haciaelincrementodelacalidaddelservicio,delarespuestaalademanda,delacalidaddeenergía y de información hacia los usua-rios,loqueimplica:

• Modernizarlainfraestructuraactualdelareddedistribución: líneas,transfor-madores,equipoprimario,entreotros.

• Incrementar los índices de confia-bilidad en la operación de la redeléctrica.

• El crecimiento en la población dapor resultado un incremento en losservicios y demanda eléctrica, lo cualse ve reflejado en nuevas fuentes degeneraciónde energía convencional orenovable.

• Informar sobre los costosde energía,decalidadyelcomportamientodelasdemandas,asícomolosriesgosdeusodeequipoindustrialodoméstico.

Optimizacióndepuntosdeautomatización

La optimización de los puntos de auto-matismo son elementos fundamentalesen la automatización de la distribución.Laubicacióndelosdispositivoseléctricosparaoperar la redeléctricapormediodelaautomatizaciónrequiereconsiderar:

• Unareingenieríadelazonaenestudio,la cual está conformada por alimen-

60


tadores en donde se desea colocarlos dispositivos automatizados. Esteanálisisdebeconsiderarzonasconflic-tivas, índicesdeconfiabilidad,balancede cargas entre los alimentadores,distribución geográfica de los alimen-tadoresyreduccióndepérdidas.

• Con base en estudios de eficienciaenergética, así como de confiabilidad,se establecen los diseños y se definenlos puntos en donde deben colocarselosdispositivoseléctricospara la auto-matización de cada alimentador y delospuntosdeenlacecon losalimenta-doresadyacentes.La instalaciónde losdispositivos automatizados dividen acada alimentador en varios segmentos,cada segmento se define en funciónde la demanda de cada alimentador yde los alimentadores adyacentes, demaneraquealocurrirunatransferenciadecargaautomáticadeunsegmentoalalimentadoradyacenteseleccionado,noocasioneunasobrecargaenéste.

Lafigura3muestradosalimentadores,elprimerocuentacontresdispositivoseléc-tricos automatizados, los cuales dividenal alimentador encuatro segmentos, cadauno de éstos tiene definido el respaldohaciaunalimentadoradyacente.

Aplicacionesdeautomatizacióndeladistribución

En las REI se tiene un cambio funda-mental.Dado que el sistema de distribu-ciónsufrecambiosimportantes,sevuelveunelementodinámicoenel sistemaeléc-trico y la flexibilidad que le da la auto-matizaciónde los alimentadores debe serorientadaanosólocumplirconlosreque-rimientos de confiabilidad, sino a incluirelrequerimientodeeficienciaenergéticayoptimizaciónderecursosexistentes.

Enlassiguientesfigurasseesquematizaunaislamiento de falla convencional, el cualpuede ser realizado a través de análisis

Figura3.Ubicacióndedispositivosautomatizadosenlosalimentadores.

y algoritmos inteligentes que permitancontar con bases de conocimiento pararestaurar los servicios en tiempos muycortosdeduraciónenfallodeenergía.

TecnologíaAMI

El requerimiento del intercambio opor-tuno de información, referente alconsumodeenergíaentrelasempresasdeelectricidad y los consumidores, ha origi-nado el desarrollo de la medición inteli-gente, la cual ha sido factor fundamentalpara desarrollar la Infraestructura deMediciónAvanzada(AMI),enestatecno-logía se integran especialidades de medi-ción, telecomunicaciones, informática ycontrol(figura6).

La implantación de la tecnología AMIpermitirá avances en la configuración delas redes eléctricas inteligentes y sus apli-caciones, adicionando procesamientointeligenteparael ámbitode la automati-zación de la distribución. AMI coadyuva

61


Figura4.Restauracióndelsistemaatravésdeunatransferenciaautomática.

Figura5.Balancedecargaatravésdetransferenciaautomática: (a)Estadoinicialy(b)Estadofinal.

ensolucionesparamejorar los índiceseneficienciaenergéticadelasredeseléctricasdedistribución,seguridadenlaoperaciónyconfiabilidad.

EncuantoalasaplicacionesdelaAMIsehace énfasis para contar con infraestruc-turaen:

• Gestión de la demanda de energíaeléctrica

• Monitoreo de consumos KW/hr deacuerdoalasdemandas

• Control de pérdidas técnicas y notécnicasdeenergíaVars/hr

• Administracióndeperfildecargas• Respuestaalademanda• Calidaddeenergía• Conexión / desconexión remota de

consumos• Deteccióndeilícitos• Controlenmediciónparainserciónde

generacióndistribuida• Reconfiguración de alimentadores

dependiendodelbalancedecargas• Costos de energía, prepago y factura-

ciónadistancia

Figura6.IntegracióndeinfraestructuraAMI.

62


En este contexto, la tendencia está en eldesarrollo de nuevos sensores y actua-dores demedición que pueden ser inser-tados en equipos de proceso eléctrico,comorestauradores, seccionadores, trans-formadores,entreotros.

Con el desarrollo e implantación de unainfraestructura AMI se visualiza el desa-rrollo de funciones de análisis de losflujos de carga, algoritmos de estimacióndel estadoy ajustesflexiblesdecontrol yde protecciones, todo estoorientado a latoma de decisiones en tiempo real quedemandanlascondicionesoperativasdelared.

Referencias

Kimura, R., GE Canada and Flynn B. GE-USA,2009. JustifyingDistributionAutomation, Paper 0942,CIRED2009,Session3.

AVisionofSelf-HealingProtectionandControl,EPRIReport,ProductID:1016038.

Belagur, J.,2009. ImplementingLow-CostDistributionAutomation Programs, Power System Engineering,Inc.

IEC Smart Grid Standardization Roadmap PreparedbySMBSmartGridStrategicGroup(SG3)June2010;Edition1.0

Belagur, J.,2009. ImplementingLow-CostDistributionAutomation Programs, Power System Engineering,Inc.

Lindgren, S.; O’Sullivan, B., 2003. A Maintenancefree, Monitoring solution for medium voltage overheadnetworks,toaddressnewdemandfromtheregulatoronpowerqualityperformance,CIRED17thInternationalConferenceonElectricityDistribution,Barcelona.

Weaver, T., 2010. Transforming to a Smart Grid,978-1-4244-6547-7/10,2010IEEEPES.

Deizquierdaaderecha:CuitláhuacPicassoBlanquel,LourdesGallegosGrajalesyJoséMartínGómezLópez.

MARÍADELOURDESGALLEGOSGRAJALES[[email protected]]IngenieraElectricistaporelInstitutoTecnológicodeCiudadMaderoen1976.Maestra en IngenieríaporlaDivisión de Estudios de Posgrado de la UNAMen 1982, donde obtuvo laMedallaGabinoBarredacomo elmejor promedio de su generación en estadivisión.ObtuvoelgradodeDoctoraporlaUniver-sidaddeLondresen1987.Desde1980esinvestiga-dorade laGerenciadeTransmisiónyDistribución,dondecreólalíneadedesarrollo:Operación,Planea-ción,Diseño,AutomatizaciónyAnálisisenSistemasdeDistribución.

CUITLÁHUACPICASSOBLANQUEL[[email protected]]Ingeniero en Comunicaciones por el InstitutoPolitécnicoNacional.Cuentacon25añosdeexpe-riencia en el área de automatización. Ingresó a laDivisión de Sistemas deControl del IIE en 1989,donde se ha desempeñado como desarrollador ylíder de proyectos en el área de sistemas SCADA,sistemas de automatización de subestaciones ydistribución, así como de las nuevas aplicacionespara Redes Eléctricas Inteligentes. Miembro delIEEE y del CIGRÉ. Ha escrito artículos interna-cionales y nacionales referentes a su área de apli-

cación, y en lo académico ha impartido lamateriadeComunicaciones en el Instituto Tecnológico ydeEstudiosSuperioresdeMonterrey, asícomodeSistemasComputacionalesenlaUniversidadAutó-nomadelEstadodeMorelos.

JOSÉMARTÍNGÓMEZLÓPEZ[[email protected]]Ingeniero en Electrónica y Comunicaciones, yMaestropor el InstitutoTecnológicoydeEstudiosSuperioresdeMonterreyen1982y1988,respectiva-mente.De1982a1984laboróeneláreadepruebasen empresas de telecomunicación y de seguridadprofesional. Ingresó a la Gerencia de Control eInstrumentacióndelIIEen1984.Susáreasdeinves-tigaciónydesarrollo tecnológico incluyenequiposysistemas electrónicos aplicados a lamedición inteli-gentedeelectricidadyagua,yalrobodeenergíaeléc-trica, así como la comunicacióndedatosutilizandotecnologías inalámbricas y de comunicación digitalpor la red eléctrica. Cuenta con cuatro patentes entemas asociados a lamedición avanzada de energíaeléctrica. Autor y coautor de diversos artículos enconferenciasyrevistastécnicasnacionaleseinterna-cionales.Maestro de cátedra en elCentroNacionaldeInvestigaciónyDesarrolloTecnológico.

63

Artículo técnicoDesarrollo de un prototipo de Unidad Central

Maestra (UCM) para la automatización de centros de control de distribución

DesarrollodeunprototipodeUnidadCentralMaestra(UCM)paralaautoma-tizacióndecen-trosdecontroldedistribución

Desarrollo de un prototipo de Unidad Central Maestra (UCM) para la automatización de centros de control de distribución

Carlos Eduardo Uribe Blanco, Rafael Mata Almanza y Cuitláhuac Picasso Blanquel

Resumen

Con el propósito de contribuir alplan estratégico y mejoramientode los niveles de productividad

y competitividad, laComisiónFederal deElectricidad (CFE) está invirtiendo fuer-tementeenrecursoshumanosymaterialespara la modernización de los sistemasde suministro de energía eléctrica, inclu-yendoelmonitoreo,proteccióny controlautomáticoparalaoperacióndetodosloselementosdelprocesoeléctrico,desdeloscentros de generación hasta las líneas detransmisión,lossistemasdedistribuciónylas aplicaciones de comercialización.Condicha modernización, la CFE tambiénestá generando la infraestructura para lainteroperabilidad e interconectividad delos sistemas antes mencionados, de talforma que le permita ampliar, continuary complementar la integración funcionalde los sistemas institucionales legados ydeúltimageneración.Laintegracióntotalde lossistemas lepermitirána laCFEsumigraciónaloquesonlasRedesEléctricasInteligentes. Por lo anterior, laCFE soli-citó apoyo al Institutode InvestigacionesEléctricas(IIE)paradesarrollarpartedelainfraestructura para la modernización dela automatización de la distribución, que

consiste en el desarrollo de un prototipode sistema de supervisión y control, contecnología abierta interoperable y propie-tariadelaCFE,quelepermitarealizarlasfunciones de un sistema SCADA (Super-visory Control And Data Acquisition) parasupervisión y control de redes eléctricasdedistribución.

Introducción

Como parte fundamental de la automati-zacióndeladistribución,laCFEestáinte-grando nuevos equipos y sistemas paramejorar la operación local y remota de lassubestacionesycentrosdecontrolregionalesde distribución, por ejemplo, los sistemasSCADA, las UTR (Unidades TerminalesRemotas), los sistemas inteligentes deprotección con capacidad de almacena-mientoydistribucióndelainformación,losDEI(DispositivosElectrónicosInteligentes)demedicióndeenergía,asícomolainstala-cióndeequiposconcentradoresdedatosylaconexiónatravésderedesLAN(LocalAreaNetwork) yWAN (WideAreaNetwork) conotrossistemasdeinformación.

MuchasdelasUnidadesCentralesMestras(UCM), DEI y UTR que actualmenteestán instalados en la CFE son de dife-

El IIE llevó a cabo la especifica-ción, diseño, implementación y pruebas de un prototipo de UCM que le permita, a través de una Interfaz Hombre Máquina, realizar las funciones de un sistema SCADA para la supervisión y control de redes de distribución.

64

Boletín IIEabril-junio-2011Artículo técnico

rentes fabricantes, inclusomuchos de elloscuentan con tecnología propietaria y nocumplenconlosestándaresdeinteroperabi-lidadeinterconectividad.Loanteriorgeneradependencia tecnológica hacia los provee-dores y, por consiguiente, la CFE requiereinvertircantidadesimportantesenmanteni-miento,actualización,capacitaciónymoder-nizacióndeestosequiposysistemas.

Con la automatizaciónde la distribución,laCFEtambiénbuscaconocerentiemporealelestadodelassubestacionesylaredeléctrica. Asimismo, requiere contar confunciones para la reconfiguración auto-mática de la red, conexión/desconexiónremota, localización de fallas, represen-tación de líneas energizadas y desener-gizadas, generación de reportes fuera delínearelacionadosconlaoperacióndelosequipos,históricosdeenergíaycorriente,balance de energía, tiempo fuera de inte-rruptores por falla y valores máximosy mínimos de corrientes y voltajes, loscuales son necesarios para conocer elestadooperativodelproceso.

Para apoyar a la CFE en la automatiza-cióndeladistribución,elIIEllevóacabola especificación, diseño, implementa-ción ypruebasdeunprototipodeUCMquelepermitiera,atravésdeunaInterfazHombre Máquina (IHM), realizar lasfunciones de un sistema SCADA para lasupervisión y control de redes de distri-bución, tales como: edición y presenta-ción de diagramas unifilares y tabulares,procesamiento de alarmas, ejecución decontroles, administración de licencias,manejo de inhibidos, manejo de reem-plazos manuales, el habilitado y deshabi-litadode comunicaciones, desplegadodelestadodelsistema,registrodedatoshistó-ricosygeneracióndereportes.

El nombre que se le dio al sistemaSCADAfueeldePrototipodelaUnidadCentral Maestra de CFE (UCM-CFE)y está constituido por dos subsistemas.El primero consiste en un Servidor deComunicaciones (SCOM) que se encargadeexploraralasUTRyDEIparaadquirirlasvariablesdeestadoylosvaloresanaló-gicosmedianteelprotocoloestandarizadoDNP 3.0 (Distributed Network Protocol).Posteriormentedistribuyelosdatosadqui-ridos a las IHM del operador medianteel estándar OPC 1.0 (OLE for ProcessControl). El segundo subsistema consisteenmásdeun servidorpara llevar a cabolasfuncionesdelsistemaSCADA,concen-trar enunabasededatosglobal la infor-mación recibida desde el SCOM, validartodalainformación,administrarlabasededatosparadarmantenimiento,permitirorestringirlosaccesos,yprocesaryagruparlos datos para la generación y presenta-cióndereportes.

En este artículo se presentan los princi-pales resultados del desarrollo del proto-tipo de la UCM-CFE, como apoyo enla automatización de la distribución, asícomo la arquitectura de hardware y soft-ware, y la descripción de las funcionesSCADAdesarrolladas.

Sistemasdemonitoreoycontrolparaelsectoreléctricodedistribución

Las soluciones propuestas para lossistemas de monitoreo y control rela-cionados con el sector eléctrico dedistribución, se enfocan en las tenden-cias tecnológicas para la modernizaciónde los equipos que intervienen en estetipode sistemas, tales como: equiposde

adquisición y medición de datos (UTRy DEI), equipos de telecomunicaciones,poderosasarquitecturasdehardwareparapresentar, procesar, analizar, calcular ydistribuirlosdatosdelasredeseléctricascon mayor eficiencia y, principalmente,software para el desarrollo de IHM quefacilitenelmonitoreoycontrolde redeseléctricas.

Equiposdeadquisiciónymedicióndedatos

La naturaleza de la operación en tiemporeal de los sistemas de monitoreo ycontrol requiere que las mediciones devariableseléctricassehaganconexactitud,en forma confiable y que se transmitanen tiempo real.Los equiposdemediciónde variables eléctricas deben cumplir conciertosrequerimientos,talescomo:

• Exactitud en lamedición. Equiposconungradodeconfiabilidadyexac-tituddelordende0.01%.

• Interoperabilidad. Se requiere elintercambio de información entrediferentessistemas.

• Multifuncionalidad. Deben tener lacapacidaddemedirmúltiplesvariableseléctricas.

• Capacidad de almacenamiento.Históricosdedatospormesesyaños.

• Interconectividad. Acceso a redesdecomunicacionesparael enlaceconconcentradoresdedatoso centrosdecontrol,utilizandoprotocolosabiertosynormalizados.

• Capacidad de procesamiento. Altogradodeprocesamientodedatospararealizar graficación, autodiagnósticos,autoajustes,autocalibraciónyadminis-traciónremotadelequipovíared.

65



Equiposdetelecomunicaciones

Actualmente, los elementos que inte-gran un sistema de monitoreo y controlde redes de distribución deben de estarperfectamente conectados por enlaces decomunicaciones con la capacidad, dispo-nibilidad y calidad suficientes como parapermitirles enviar y recibir oportuna yconfiablemente, la información requeridaparaestetipodesistemas.

Actualmente la CFE cuenta con infraes-tructuradecomunicacionesparasatisfacersusnecesidadesparticulares.Noobstante,es recomendable que cuente con unaestrategia de crecimiento y actualizaciónque le permita agregar nuevas tecnolo-gíasparaofrecermejoresservicios,como:lectura automática de medidores, detec-ción automática de ilícitos, diagnósticoremoto, reconfiguración automática de lared, manejo de mapas georreferenciadosde la red, conexión/desconexión remota,localización de fallas, representación delíneasenergizadasono,administracióndecarga,administracióndeenergía,etc.

Estas nuevas tecnologías ofrecen mayoranchodebandaparalatransmisióndevozy de datos e imágenes gráficas con altocontenidodeinformación,yaseaatravésde redes públicas o privadas. Además,existen algunas tendencias tecnológicasque se pueden considerar para el creci-miento y modernización de una infraes-tructuraencomunicaciones:

• ServiciosMóvilesdeBandaAncha.Para soportar esta tecnología serequierederedesdebandaanchaconcapacidad para soportar los sistemasmultimediamóvilesdelfuturo.

• Internet2 de Banda Ancha. Se

requieren tecnologías de fibra ópticapara alcanzar transmisiones del ordendeterabitsporsegundo.EnMéxico,laCUDI(CorporaciónUniversitariaparael Desarrollo de Internet A. C.) haproporcionadoalrededorde9milkiló-metros de enlaces de alta capacidad,a una velocidad de 155megabits porsegundo,perosóloparauniversidadesycentrosdeinvestigación.

• Redes de Área Local. Se requierentecnologíasqueevolucionenaethernetpara transmitir grandes cantidades dedatosporsegundo.

Arquitecturacliente–servidor

La arquitectura cliente-servidor es unainfraestructuramodularquemejoraeluso,laflexibilidad, la interoperabilidadyesca-lamientodelossistemasinformáticosquese comunican entre sí a través de redesLANoWAN.Coneltiempo,estasarqui-tecturas han sido mejoradas y utilizadasporestándarescomoOPC.

Los últimos desarrollos relacionados coninternet han establecido fundamentossólidosparasistemasinformáticosdeampliacobertura, independientesdel tiempoydellugar. Actualmente, la industria está traba-jandoendesarrollarestándaresparamejorarla interoperabilidad y determinar la tecno-logía de agentes quemanejarán las comu-nicaciones y el intercambio de datos entreobjetos. El desarrollo de sistemas cliente-servidorqueusantecnologíasquemanejanobjetos distribuidos, adaptabilidad, mante-nimiento e interoperabilidad a través delenguajesyplataformas,asícomoelusoderedesdecomunicaciónmóvileinalámbricapor internet, tienengrandesoportunidadespara ingresar al mercado de desarrollo deaplicacionesparalossistemasdemonitoreo

y control de redes eléctricas. Actualmente,la tecnología sobresalientees laplataforma.NET.

Dicha plataforma es un componentede software que puede ser añadido alsistemaoperativoWindowsdeMicrosoft.Además, provee un extenso conjunto desoluciones predefinidas para necesidadesgenerales de la programación de aplica-ciones, y administra la ejecución de losprogramasescritosespecíficamenteconlaplataforma. Esta solución es el productoprincipal de Microsoft, y pretende serutilizadaporlamayoríadelasaplicacionescreadasparaplataformasWindows.

Laplataforma.NEThaceunénfasisen latransparencia de redes, con independenciade plataforma de hardware, que permiteun rápido desarrollo de aplicaciones. Esteframework ofrece una manera rápida yeconómica, a la vez que segura y robusta,de desarrollar aplicaciones y/o soluciones,permitiendo una integración más rápiday ágil entre empresas, así comounaccesomássimpleyuniversalatodotipodeinfor-macióndesdecualquiertipodedispositivo.Aldesarrollar aplicacionesconesta tecno-logía se busca obtener los beneficios deadaptabilidad y mantenimiento, es decir,con.NETsetienenlosmediosparadesa-rrollarsistemastipocliente-servidor.

Es importantecomentarqueesnecesarioaplicar algunas tecnologías complementa-riasparaeldesarrollodeaplicacionesconarquitecturas cliente-servidor, como sonlasherramientasde ingenieríade softwarepara el análisis y diseño de aplicacionesutilizandoellenguajeUML(UnifiedMode-llingLanguage),asícomolacomunicaciónmóvileinalámbricacontoleranciaafallas.

66


El OPC es el estándar para comunica-ciones entre dispositivos y sistemas decontroldeprocesosqueutilizanlosestán-dares .NET y XML, como norma en eltransportedeinformación.

El propósito del OPC es tener unainfraestructura estándar para el inter-cambiodedatosdecontroldeprocesos.Es típico tener varias fuentes de infor-mación en el proceso, las cuales estáncontenidas en distintos dispositivos,tales como: controladores programables,medidores, unidades de transferenciaremota, sistemas de control centrali-zados,basededatos,etc.Anteriormente,estos dispositivos sólo intercambiabandatos con aplicaciones provistas porel mismo fabricante, lo que represen-taba muchas restricciones. Sin embargo,gracias a OPC, hoy podemos intercam-biarlibreyfácilmenteinformacióndesdeestosdispositivosyaplicacionesdecual-quier tipo, por ejemplo, soluciones deHMI (Human Machine Interface), plani-llasdecálculo,motoresdebasededatos,ERP,entreotras.Entre las tendencias tecnológicas queimpactarán la evolución de este tipo dearquitecturas de cómputo y plataformasdesoftwareutilizadasparaeldesarrollodesistemasdemonitoreoycontrolderedeseléctricas,seencuentranlassiguientes:

• Elestándarpara la automatizacióndesubestacionesIEC-61850.

• Seguridadenredesdecomputadoras.• AccesodealtavelocidadalaInternet2.• Capacidad de las plataformas de

cómputo en cuanto a velocidadde procesamiento y capacidad dealmacenamiento.

SoftwareparaeldesarrollodeSCADA

Actualmente, los grandes proveedores deplataformasparaeldesarrollodesistemasHMI/SCADA han migrado al sistemaoperativo Windows en sus diferentesmodalidades, larazónprincipalesporqueesunestándardefactoquereducesustan-cialmente el costo de propiedad. Estose debe a que hay múltiples fabricantesde equipos que son compatibles conWindows,loquefacilitaalusuariolaselec-cióndelmejorproveedor,sinpreocuparseporlainteroperabilidad.

Hoy endía, lasplataformaspara el desa-rrollodeHMI/SCADAsonabiertasparainstalarseenarquitecturascliente-servidor,pero en general son muy costosas y hayque invertir muchas horas hombre paragenerar un producto a la medida de lasnecesidades.

Por lo anterior y para estandarizar lossistemas SCADA, la CFE solicitó laUCM-CFE con las siguientes caracterís-ticasprincipales:

• Editor gráfico para la creación deunifilares que permitan la configura-ción interactiva para agregar omodi-ficar elementos eléctricos dentro detodalared.

• Asociación de eventos de loselementoseléctricos.

• Manejo de objetos OLE en losunifilares.

• SoporteDrag andDrop de elementoseléctricos.

• Obtener ladescripcióndeladinámicade un objeto (animación y accionesasociadas)cuandoseseleccionaconelratón.

• Desplegarayudaconelclickdelratón.• Interfaz OPC Server Data Access

para la integración con paquetes deterceros,asícomoparaenviar,recibir,analizarypresentarinformación.

• InterfazOPCServerAlarmEventparagenerarydistribuiralarmas.

• Manejador de eventos ejecutados poreloperador.

• Históricodeeventosconfigurablepordía,mesyaño.

• ProtocolodecomunicaciónDNP3.0.• Acceso abierto a redes utilizando

protocolos normalizados del tipoICCP/MMS/TCP-IP.

• Servidor web que permita distribuirinformación adquirida de los equiposdemediciónyUTRmedianteserviciosweb.

EstaciónMaestraUCM-CFE

La Estación Maestra se desarrollótomando como base los requerimientosdelclientee identificandolascondicionesactualesdelprocesoeléctricodelassubes-tacionesycentrosdedistribución.

El desarrollo de la UCM-CFE estábasado en el sistema operativoWindowsServer2008,SQLServer2005y laplata-forma .NET, utilizada para el desarrollode HMI/SCADA. Estas plataformasestán basadas en estándares abiertos quecumplen con características requeridasparalossistemademonitoreoycontrol.

Arquitecturadehardware

La Estación Maestra UCM-CFE que sedesarrollópara laCFEestá integradaporlos siguientes subsistemas: el servidor

67



Figura1.ArquitecturadehardwaredelaUCM-CFE.

• IHMs de operación: 2 ServidoresProliant con 2 procesadores Xeon a2.4 Ghz, 4 GB de memoria RAM ymonitor de 29 pulgadas, en donde sedespliegan los unifilares y tabulares, yseejecutanlasfuncionesSCADA.

• IHM de administración: ServidorProliant con 2 procesadores Xeon a2.4 Ghz, 16 GB de memoria RAM,arreglo de 5 discos SCSI de 300GB,monitor de 29 pulgadas, teclado de128, ratón de PC bus, 2 fast EthernetNICPCI10/100,unpuertoRS-232yun puerto paralelo, donde se generanlosunifilaresytabulares,yseconfiguralabasededatosdelaUCM-CFE.

• MOXA:Multiplexor de puertos a 32canalesdeltipoRS-232.

• GPS (Global Position System): Para lasincronizacióndeUTRyDEI.

Arquitecturadesoftware

Para cumplir con la funcionalidad esta-blecida para el sistema, se requirió de lainstalación, configuración e integraciónde software comercial y de procesos desoftware desarrollados.El softwarecomer-cialutilizadoenelservidorestáintegradopor el sistema operativo Windows 2008AdvancedServer,elmanejadordebasededatosSQLServer2008ylasherramientasdeprogramaciónVisualEstudio2008.

El software desarrollado se componede los módulos de editor de unifilares,Interfaz Hombre Máquina, OPC Serverde adquisición de datos y generador dealarmas, relatorio de eventos, registrodel histórico de datos y protocolo DNP3.0,modomaestro y esclavo.Lafigura 2muestra una descripción gráfica de losmódulosenelsistema.

Figura2.ArquitecturademódulosdelaUCM-CFE.

dondeseadquiere,procesa,almacenaydistribuyetoda la informaciónqueprovienedelasUTRyDEI,yelsistemadondesedespliega laIHMyseponeadisposicióndelosoperadores las funcionesSCADAparaelmonitoreoycontrol.Acontinuaciónsehaceunadescripcióngráficadelsistema:

• Equiposervidordebasededatos:Proliantcon2procesadoresXeona2.4Ghz,16GBdememoriaRAM,arreglode5discosSCSIde500GB,2fastEthernetNICPCI10/100,unpuertoRS-232yunpuertoparalelo.Eselhistóricodemediciones.

• EquipoSCOM:ServidorProliantcon2procesadoresXeona2.4Ghz,16GBdememoriaRAM,arreglode5discosSCSIde500GB,tarjetaderedEthernet, fuentedealimentaciónde12volts,dospuertosRS-232y tarjetadecomunicacionescon8canalesdecomunicación.EselservidordecomunicacionesconDNP3.0yelOPCserverdeadquisicióndedatosyalarmas.

68


Figura3.Editordediagramasunifilares.

diagramasunifilaresytabulares,procesamientodealarmas,manejodetelecontroles,manejodelicencias,manejodeinhibidos,manejodereemplazosmanuales,habilitadoydeshabilitadodecomunicaciones,desplegadodel estadodel sistema,visualizacióndedatoshistóricosypresentacióndereportes.LaIHMfuedesarrolladaen.NETbajoellenguajeC#.

• Mantenimiento.Eselprocesoencargadode realizarelmantenimientoautomáticodelsistemayconsisteenelborradodetablastemporalesutilizadasparalageneracióndereportesyenelpurgadodetablasquesonllenadaspordíaymes.

• Serviciodetimer.Esteprocesoseencargaderealizarlaejecuciónenformaautomá-ticadelosprocesosdemantenimiento,validacióndelainformación,ylaagrupaciónycálculo.EsteprocesofuedesarrolladoenellenguajeC#.

• Históricodedatos.Es el proceso encargado de realizar el registro de datos y deeventos.

IHMdelaEstaciónMaestraUCM-CFE

LaInterfazGráficadeUsuarioeselmedioatravésdelcualseintercambiainformaciónentre el operador y laUCM-CFE.Por suparte, la IHMpermite lanavegaciónpor lasdiferentesventanasquetiene,asícomoeldesplieguedelainformaciónylarecepcióndeloscomandosyfuncionesqueeloperadordeseaejecutar.

LainterfazdeusuariodelaUCM-CFEtienelafacilidaddepodermanejarvariassubes-taciones,desdedondeserealizanlasfuncionesdeunsistemaSCADAparasupervisiónycontrolderedesdedistribución,talescomo:presentacióndediagramasunifilaresytabu-lares,procesamientodealarmas,manejodetelecontroles,manejodelicencias,manejodeinhibidos,manejo de reemplazosmanuales, el habilitado y deshabilitado de comunica-ciones,desplegadodelestadodelsistema,visualizacióndedatoshistóricosypresentacióndereportes.

LaUCM-CFEofrece beneficios derivados de la integración de las nuevas tecnologías,estándares de almacenamiento y procesamiento de datos, así como la incorporaciónde esquemas cliente-servidor para compartir los recursos a través de una redEthernet,lograndoasíunsistemarápido,robustoyconfiable.

Software comercial

• Windows 2008 Advanced Server.Es un sistema operativo basado enestándares abiertos y cumple concaracterísticas de fiabilidad, escalabi-lidad,concurrencia,administracióndelsistema, soporte de protocolos TCP/IPde red Internet/Intranet, interope-rabilidadconPCyaltorendimiento.

• SQL Server. Es un manejador debases de datos relacional, basado enestándares abiertos y tiene caracterís-ticasparaestetipodesistemas.

Módulosdesarrollados

• Editor de Unifilares. El desarrollode la UCM consideró un editor deunifilares con esquema de integra-ción a partir de diagramas de lasredes de distribución establecidas endibujos Autocad .DXF. El desarrollopara esta opción permite acceder almódulodeleditordediagramasunifi-lares y desde ahí poder crear nuevosdiagramas unifilares para subesta-ciones, los cuales estarán formadospor componentes que serán los querepresenten los distintos dispositivosde una subestación. A cada uno deestoscomponentesselespodrámodi-ficarsuspropiedadespormediodeunpanel que las muestra. Dentro de lasfunciones incluidaspara la edicióndediagramas están las de copiar, cortar,pegaryguardar.

• Interfaz Hombre Máquina. Es elproceso encargado de hacer la inte-racción con el usuario y de ponera su disposición todas las accionesque contempla el sistema a través deuna interfaz gráfica. Las opcionesque presenta son: presentación de

69



LaIHMseencuentradivididaendiferentesáreasdependiendodeltipodeinformaciónapresentar.LadistribucióndelasventanasenlainterfazdeusuariodelaUCM-CFEsemuestraenlasfiguras4y5.

Unifilares

LaIHMmuestramediantesímbolosgráficos,eldiagramaeléctricodeunareddedistribu-ciónodeuna subestación, enéste tambiénse representa el estado actual (abierto ocerrado,normaluoperó,vacíoolleno,etc.)yelestadofuncional(enalarma,licencia,inhi-bido, remplazo, etc.) de los puntos digitalescomo interruptores, cuchillas, protecciones,etc., así como lasmedicionesde lospuntosanalógicos que se realizan en elementoscomo lasbarras, transformadores, alimenta-dores,capacitores,etc.En el unifilar se pueden ejecutar variasfuncionesSCADAparapuntosanalógicosy digitales, por ejemplo, reconocimientodealarmas,ejecucióndecontroles,asigna-ción de licencias, procesamiento de inhi-bidos, utilizaciónde reemplazos, yhabili-tadoydeshabilitadodepuntos.

Tabulares

LaIHMmuestratextualmenteelestadodevariables de elementos de protección deunareddedistribuciónodeunasubesta-ción.Eneltabularserepresentaelestadoactual y funcional de los puntos que noestán en el unifilar, lamedición actualdepuntosanalógicosyelvalordelosacumu-ladores.Asimismo,eneltabularsepuedenejecutar varias funciones SCADA parapuntos analógicos y digitales como sonel reconocimiento de alarmas, el proce-samiento de licencias, de inhibidos y delhabilitadoydeshabilitadodepuntos.

Figura5.ÁreasdedesplieguedelaIHM.

Figura4.ÁreasdedesplieguedelaIHM.

Figura6.UnifilardeCuautla.

70


Figura7.Tabulardemedicionesanalógicas.

Figura8.Desplieguedealarmas.

Manejadordealarmas

Las alarmas son registradas en un archivo denominado sumario de alarmas. En esteresumen se registra para cada alarma: el número y nombre del punto que alarmó, lasubestaciónalaquepertenece,lafechayhoradeocurrencia,elnúmerodevecesquehaalarmadosinhabersereconocidolaalarma,elestadoactualdelpunto(abiertoocerradoparadigitalesoelvaloractualenunidadesdeingenieríaparaanalógicos)ysielestadodelpuntoesnormaloanormal.

El resumen de alarmas puede ser presentado al operador por subestación y en formageneral.Elúltimoserefierealdesplegadodelasalarmasdetodas lassubestacionesdelsistema.Existentresdesplegadosdealarmasporcadasubestación:generales,analógicasydigitales.Lasoperacionesquesepuedenrealizarconelmanejadordealarmasson:reco-nocer todas lasalarmas,borrar lasalarmasqueestánenestadonormaly reconocerenformaparticular.

Sistemasdereportes

Los reportes del sistema de monitoreoy control UCM-CFE son una funciónpersonalizada (formato y contenido)para generar un conjunto de datos conel propósito específico de analizar elcomportamiento de la red eléctrica. Losreportes son generados por solicitud deloperador o de forma periódica (progra-mados en intervalos de tiempo para sugeneraciónautomática).

Los reportes que presenta la UCM-CFEson:

• Valores máximos y mínimos devoltaje. Estos reportes proporcionaninformación de los valores máximosymínimosdevoltajedeloselementosde una subestacióno un alimentador,registradosduranteeldía,asícomolahoradeocurrenciamáximaomínima.Los registros son diarios y se generaun reporte mensual por subestaciónoalimentador.La informaciónqueseregistra y se presenta es la siguiente:nombre de la subestación o alimen-tador, identificador del elemento,nombredelelemento,valormáximoymínimodevoltajeconfechayhoradeocurrencia.

• Valores máximos y mínimos decorriente. Estos reportes propor-cionan información de los valoresmáximos y mínimos de corriente deloselementosdeunasubestaciónounalimentador,registradosduranteeldía,asícomolahoradeocurrenciamáximao mínima. Los registros son diariosy se genera un reporte mensual porsubestación o alimentador. La infor-mación que se registra y se presentaes la siguiente:nombrede la subesta-

71



ción o alimentador, identificador delelemento,nombredel elemento,valormáximo y mínimo de corriente confechayhoradeocurrencia.

• Operación de interruptores. Estosreportes proporcionan informacióndel número de operaciones realizadasa los interruptores durante el día, yaseaporfallaopormaniobra.Lainfor-maciónqueseregistraysepresentaeslasiguiente:nombredelasubestación,identificador del interruptor, númerototal de aperturas y cierres del inte-rruptor,númerodemaniobrasyfallas.

• Operación de circuitos. Estosreportes proporcionan informaciónde cada operación de un interruptorduranteeldía.Paracadaoperaciónseregistra la corriente antes de la aper-tura, así como la fecha, la hora de laaperturaycierre,ylacausadelaaper-tura. Las causas de una apertura deun interruptor pueden ser por falla,por maniobras o por licencia deser-genizada. El intervalo de tiempo enque el interruptor permanece abiertopermiteevaluaralcentrodeoperaciónlaenergíaquenosevende.

• Consumomensual. Estos reportesproporcionaninformacióndelamedi-ción del consumo de potencia detodos los transformadores en KWHy KVARH durante el día para unasubestación. La información que seregistraysepresentaes:nombredelasubestación,identificadordeltransfor-mador,valordelconsumoenKWHyKVARHconfecha.

• Histórico de mediciones. Estosreportes proporcionan informaciónhistórica de los puntos analógicos deuna subestación o un alimentador,monitoreados en un determinadoperíodo, con el propósito de obtener

el comportamiento de cada punto.El operador activa este reporte selec-cionando una subestación o alimen-tador e indicando el tiempo que serámonitoreado. La información que seregistra y se presenta es: nombre dela subestación o alimentador, identifi-cadordelpunto,valorde lamediciónen unidades de ingeniería (Amperes,Volts,WattsyVars).

Relatoriodeeventos

Es muy importante para este tipo desistemas, contar con una bitácora orde-nada cronológicamente de las accionesque realiza el operador y los eventosocurridos en el sistema, porque con éstase puede realizar un seguimiento delcomportamiento del sistema durante undeterminadoperíodo.Estabitácorarecibeel nombre de “relatorio del sistema” yconsiste en el envío de las acciones deloperador y los eventos del sistema a laimpresora o a un archivo en disco, oambasopciones.

La información que se envía al rela-torio consiste en las alarmas generadasen el sistema para digitales y analógicas,accionesde licencias, inhibidos, controlessobre los puntos, cambios de límites depuntos analógicos, cambios de hora yfechadelsistema,cambiosdetiemposdeexploración,meterosacardeexploraciónpuertos y UTR, habilitar o deshabilitarmodemsycanales,ycambiosdeparáme-trosdecomunicaciones.

Sistemasdecomunicación

El SCOM es un conjunto de programascon IHM que conforman el sistema decomunicaciones de laUCM-CFE, permi-

tiendo ser una aplicación distribuida. Esun sistema completo, diseñado y desa-rrollado bajo la plataforma de WindowsServeryconel lenguajedeprogramaciónC# para atender múltiples procesos a lavez, así como el uso de diferentes tiposdepuertosparasucomunicaciónhaciaelnivelinferior.Encambio,lacomunicaciónhaciaelnivelsuperiorserealizamedianteel protocolo OPC, lo que permite flexi-bilidad y confiabilidad de la informa-ción. Además, el diseño del sistema serealizó de manera modular, permitiendoreutilizarse en nuevas aplicaciones paratrabajarenparaleloydemaneraindepen-diente, siendo el mantenimiento rápidode atender. Losmódulos de los que estácompuesto el SCOM son: DNP 3.0,OPC cliente-servidor, puertos serial,TCP y UDP, editor gráfico y editor deconfiguración.

MóduloDNP3.0

El protocolo DNP (Distributed NetworkProtocol)estáabiertoparacomunicacionesconequiposUTR,DEI,SELyestacionescontroladas. Se utiliza normalmente enel sector eléctrico y está compuesto portres capas: Aplicación, Pseudo/Trans-porteyEnlace.Asimismo,sebasaentrescapasdelmodeloOSI(OpenSystemsInter-connections): la física, la de enlace y la deaplicación.

Las funciones de la capa física sonconvertir los valores numéricos en bits,indicarel estadodelmediodecomunica-ción,enviarlosdatosrecibidosalacapadeenlaceysuinterfazesRS232,RS485,TCPyUDP.Lasfuncionesdelacapadeenlacesonenviaryrecibirmensajeshacialacapafísica y hacia la de aplicación, agregarcabecera y CRC (código de redundancia

72


cíclica) a los mensajes que provienen delacapadeaplicacióne indicar la longituddelmensaje.Porúltimo, las funcionesdelacapadeaplicaciónsondefinirlafuncióndelmensaje (e.g. lecturas, comandos) y lainterfazconelusuario.

Entre las principales características delprotocolo DNP están la comunicaciónconmásde65mildispositivoscondirec-ción diferentes, mensajes de tipo Broad-cast, solicituddeeventos, envíodemúlti-ples fragmentos de un mensaje, manejode mensajes no solicitados, clasificaciónde los eventos por prioridades a travésde clases, envío de comandos digitales yanalógicos,entreotras.

MóduloDNP-OPC

ElprotocoloOPCesabiertoyestandari-zado, la comunicación es en tiempo realentre diferentes aplicaciones de distintosproveedores, permitiendo flexibilidad de

comunicación de manera estándar. Laarquitectura de comunicación es de tipocliente/servidor. Asimismo, el móduloOPC tiene encapsulado elmóduloDNP,para obtener la información de la capade aplicación y publicarlo víaOPC a losclientesconectadospormediodelDCOMde Windows, ya sea por solicitud o porevento. Los datos están clasificados porlosgruposquemanejaelprotocoloDNP(digitalesdeentrada,desalida,analógicosde entrada y salida, y contadores). Laconfiguracióndelospuntosysuspropie-dadesseguardanenunarchivotipoXML,lo que permite compatibilidad de uso aotrosproductos.

Tendenciastecnológicas

Con base en las necesidades actuales delsectoreléctricoyalsurgimientodenuevastecnologías informáticas, los fabricantesde sistemas SCADAs buscan agregarnuevasfunciones,talescomo:

• Seguridadcibernética.• Integración con sistemas GIS

(SistemasdeInformaciónGeográfica).• Funciones de DMS (Sistemas de

GestióndelaDistribución).• Interconectividad con subestaciones

estandarizadasenIEC61850.• Intercambiodeinformaciónutilizando

el Modelo Común de Información“Modelo CIM”, adoptado por IEC61970-501,452y61968.

• OPC UA (Arquitectura UnificadaOPC) para la interoperabilidadmultiplataformas.

• Sistemas SCADA con unifilares ygráficasen3D.

Conclusión

El prototipo de la UCM-CFE cumpleconlascaracterísticasdesistemaabiertoytiene la capacidad de ser enlazado amásdeunaaplicaciónpormediodelestándarOPC.

Coneldesarrollodeesteproyecto,laCFEcuentaconunsistemaSCADAcontecno-logíaabiertaypropietaria,pararealizarlasoperaciones de monitoreo y control delas redes de distribución y subestacionesdesdeuncentrodeoperaciónycontroldedistribución. La CFE tiene los derechosde uso y distribución del prototipo de laUCM-CFE y puede implantarlo en loscentrosdecontrolquelorequieran.

Lasfuncionesconquecuentaelprototipode la UCM-CFE se pueden personalizar,deacuerdoconlasnecesidadesyrequeri-mientos de otros centros de distribucióndeenergíaregionaldelaCFE.

En la fase de implantación y puesta enserviciodelprototipodelaUCM-CFEenFigura9.ArquitecturademódulosdelSCOM.

73



El IIE es “uno de los pilares del sector eléctrico mexicano”, A. Elías

uncentrodeoperacióndeDistribucióndelaDivisiónCentroSur,personaltécnicoyoperativodelaCFEobservó,queaunquesecumpleconlosrequerimientosbásicosestablecidos, se recomienda ampliar elalcanceeintegrarnuevasfunciones,loquepermitiráunamayorutilidaddelprototipodesarrollado.Porestarazónseestápropo-niendoaCFE,llevaracabounaescalacióndel prototipo de la UCM-CFE, para quecumplacientoporcientoconlorequeridopor los operadores y administradores deestetipodesistemas.

UnodelosbeneficiosparaelIIEalhaberdesarrolladoestesistema,eseldeconocercon detalle las necesidades de automa-tización de las subestaciones, así comoreforzar y ampliar sus conocimientosde tecnologías avanzadas para implantarsistemas de supervisión de procesos entiempo real, aplicados al sector eléctrico,incluyendo el análisis de alternativas desupervisión y automatización de redeseléctricas.

Agradecimientos

Un agradecimiento especial al Ing.Benjamín Sierra y al Ing. FranciscoFigueroa, ambos de la Subdirección deDistribución de la CFE, así como a suequipo de colaboradores. Asimismo seagradece el apoyo delGerente de Super-visión de Procesos, Dr. Alejandro Villa-vicencio Ramírez, así como al personaldel IIEquecolaboróeneldesarrollodelproyecto: Ing. Luis Damián Contreras,Ing. Cristina López López e Ing. ZimriMaldonadoAndrade.

CARLOSEDUARDOURIBEBLANCO[[email protected]]LicenciadoenInformáticapor laUniversidadVera-cruzana en 1989. Ingresó al Instituto de Investiga-cionesEléctricas en 1992, donde ha participado enla especificación, diseño, implementación, integra-ciónypuestaenserviciodeestacionesmaestrasparael monitoreo y control de subestaciones eléctricas,sistemas de adquisición automatizada de energíapara resolver aplicacionesdelmercadode energía eInterfazHombreMáquinapara sistemasde controldistribuido de centrales de ciclo combinado en laCFE. Ha sido catedrático de la Universidad Autó-nomadelEstadodeMorelos,impartiendolasmate-rias de análisis de algoritmos y lenguaje de progra-maciónC.

RAFAELMATAALMANZA[[email protected]]Licenciado en Informática egresado de la Univer-sidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM)en2004.EnprocesodetitulacióndelaMaestríaenTecnologías de la Información en la UniversidadInteramericana para el Desarrollo (UNID), sedeCuernavaca.IngresóalIIEen2010.Suáreadeinves-tigación es el desarrollo de sistemas de adquisiciónen tiempo real. Actualmente se encuentra parti-cipando en los proyectos: Desarrollo del softwarepara la supervisión y diagnóstico termo-económicodel sistema de enfriamiento para la unidad 7 de laCentral Termoeléctrica de Ciclo Combinado conaerocondensador de Huinalá II, Sistema de Infor-macióndeSubestacionesEléctricas(SISE)ySistemaSCADAyGas.

CUITLÁHUACPICASSOBLANQUEL[[email protected]]Vercurrículumenlapág.62.

74

Boletín IIEabril-junio-2011Comunidad IIE

Reseña histórica de Energías Alternas

LaDivisióndeEnergíasAlternashahechoesfuerzossignificativosquesesumanaloslogrosqueensusprimerosañosalcanzaronlasGerenciasquehoyendíalaintegranyalascualessesumaelGrupodeMicrometeorologíayModelaciónMatemática.

Enelmarcodel35aniversariodelInstitutodeInvestigacionesEléctricassepresentaunabrevereseñahistóricadelasprincipalesaportaciones,enmateriadeinvestigaciónydesa-rrollo tecnológico, que han impulsado el crecimiento ymejora de la industria eléctricanacionaleinternacional.

El objetivo de la Gerencia de EnergíaNuclearfuecontarconungrupodeinves-tigación y desarrollo capaz de apoyar a laComisión Federal de Electricidad (CFE)enelprocesodeconstrucciónyoperaciónde lasdosunidadesde laCentralNucleo-eléctricaLagunaVerde(CNLV),realizandoaportacionesentrelasquedestacan:

• DesarrollodelAnálisisProbabilísticodeRiesgoNiveles1y2delaCNLV,ydelprimermonitorderiesgos.

• Estudios ambientales de selección desitios y análisis de dispersión de lasdescargasdeaguadeenfriamiento.

• DesarrollodelAtlasOceanográficodelGolfodeMéxico.

LaGerenciadeGeotermiasefundóen1977,conelfindeapoyarlosesfuerzosdelaCFEenlaexploración,desarrolloyexplotacióndelosrecursosgeotérmicosdeMéxico,desarrollandomásde350proyectos,entreellos:

• Generación de bancos de datosnucleares.

• Desarrollo de modelos nucleares delsimuladordeentrenamiento.

• Estudios específicos del comporta-mientode la central en ciertos eventostransitorios, para condiciones de incre-mentodepotencia.

Enlaindustriapetroleraypetroquímica:• Análisisdevulnerabilidadesdel sistemadetransporteydistribucióndelpetróleocrudo.

• Análisis de Mantenimiento Centrado enConfiabilidadenplataformaderebombeoyCentrosProcesadoresdeGas.

• Desarrollo de modelos matemáticos para estimar lastemperaturasdelyacimiento.

• Integracióndelabasededatosmáscompletaderecursosgeotérmicosdelpaís.

• Evaluacióndelasreservasdemedianaybajatemperaturaenmásde1,600sitiosdistribuidosen20estadosdelpaís.

• Desarrollo de los modelos conceptuales de los camposgeotérmicos de Los Azufres, Los Humeros, Las TresVírgenesyelÁreaCerroPrietoIV.

• Estudiosdegeoquímicaeingenieríadeyacimientos.• Simulaciónnuméricade laoperaciónde la reddevapor-ductosdelosprincipalescamposdeMéxico.

• Desarrollo de tecnología para el aprovechamiento de losfluidos de mediana y baja temperatura mediante ciclobinarioysistemasdiversos.

75

Comunidad IIEabril-junio-2011

Boletín IIE

En1991,enelIIEseiniciólaintegracióndeunlaboratorioydeungrupodeinvestiga-ción, desarrollo tecnológico e innovación sobreModelaciónMatemática,Microme-teorologíayContaminaciónAtmosférica,quedesdehacealrededorde15añosformapartedelaDivisióndeEnergíasAlternas,cuyosproyectosincluyen:

teorológica y un sistema de evaluaciónperiódica del impacto de las emisionesde una refinería sobre la calidad delaire,estableciendoahíelprimerCentrode Gestión Ambiental en México yAméricaLatina(1996-1997).

• ParticipaciónenlacampañaMILAGROpara el estudio de la contaminaciónatmosféricadelazonametropolitanadelaCiudaddeMéxico(2006).

• Primeras mediciones micrometeoroló-gicasusandoanemómetrosultrasónicos(1992).

• Desarrollo de metodologías para ladeterminación de los parámetros de laturbulencia atmosférica, estableciendola primera red de estaciones microme-teorológicas en la Ciudad de México(1993-1994).

• Instalación de una estación microme-

LaGerencia de Energías No Conven-cionales fue creada en 1978, en concor-dancia con los fines establecidos en elDecretodeCreacióndelIIE,paraeldesa-rrollo e implementación de las energíasrenovables. Las funciones básicas del áreaseubicana lo largode la cadenadevalorcorrespondiente a la energía solar (tantotérmica como fotovoltaica), eólica,micro-hidráulica, de la biomasa y, en fecha másreciente, de la energía de los océanos, asícomo de las tecnologías de hidrógenoy celdas de combustible, e incluyen: laevaluación, caracterización y mapeo delos recursos energéticos renovables delpaís; el desarrollo de tecnologías (inclu-yendo equipos, métodos y sistemas) parala conversión y aprovechamiento de estosrecursos; la identificacióndebarrerasparala implementaciónmasiva de estas tecno-logías, así como la correspondiente estra-tegia para removerlas; la asistencia técnicaa empresas, tantopúblicas comoprivadas,para el desarrollo de sus programas yproyectosenelcampodelasenergíasreno-vables,ylaformaciónderecursoshumanosmedianteladireccióndetesisparalaobten-ción de grados de licenciatura, maestría ydoctorado,asícomoa travésdecursosdeespecialidadenlosdistintostemas.Algunasde las aportaciones más recientes y rele-vantesdelaGNCsonlassiguientes:

• Desarrollodeelementostécnicosnece-sarios para asegurar la correcta aplica-cióndelasenergíasrenovablesenelec-trificaciónrural.

• Implementación de un sistema deinformación geográfica para las ener-gíasrenovablesdelpaís.

• Implementación del LaboratorioNacional para la Evaluación de losRecursos Energéticos Renovables deMéxico, cofinanciado por el IIE yCONACYT.

• Elaboración de los primeros mapasnacionalesdelosrecursossolaryeólico.

• Estudios y proyectos en sistemas foto-voltaicos conectados a la red eléctrica,quecondujeronalaemisióndelaresolu-ciónsobreMediciónNetaporpartedelaComisiónReguladoradeEnergía(CRE).

• Desarrollode latecnologíadeconcen-tradores solares de canal parabólicaparalaproduccióndecalordeprocesoenlasindustrias.

• Caracterización del relleno sanitario deBordoPonientedelaCiudaddeMéxico,confinesdegeneracióneléctrica.

• Construcción del Centro Regional deTecnología Eólica (CERTE) en LaVentosa,Oaxaca, con apoyo delGEF(Global Environmental Facility) y elPNUD (Programa de las NacionesUnidasparaelDesarrollo).

• DesarrollodelatecnologíadeceldasdecombustibletipoPEM.

• Desarrollo de una turbina eólica de1.2 MW de capacidad para vientosintensos.

• Implementación de una nueva plata-forma para el desarrollo y prueba desistemashíbridossolar-eólico.

76


Reseña histórica de Sistemas Eléctricos

Mediante la innovación, desarrollo tecnológico y servicios especializados, laDivisiónde Sistemas Eléctricos lleva 35 años de creación de valor para el sector eléctrico yenergético.

EntrelosprincipalesdesarrollosdelaGerenciadeTransmisiónyDistribuciónestán:

• LosManualesdeLíneasdeTransmisiónySubestacionesEléctricas,queestablecieronloscriteriosdediseñoelectromecánicoespecíficosparaMéxico(1977-1985).

• La caracterización de las tormentas eléctricas, que fueron útiles para adecuar losesquemasdeprotecciónalascondicionesmeteorológicasdelpaís(1983-1993).

• El incremento en la confiabilidad de la red de transmisión bajo el efecto de lastormentaseléctricas(1985-1995).

La Gerencia de Análisis de Redes tiene como objetoeldesarrolloy la implementaciónde losmodelospara laplaneación y operación del Sistema Eléctrico Nacional,porellohatrabajadoen:

• Desarrollo e integración de funciones de aplicaciónavanzada en el Sistema de Información y Control enTiempoRealdelCENACE(1981-1986).

• DesarrolloymejoracontinuadeModelosdePlaneacióndelaOperacióndelCENACE(1993-alafecha).

• Desarrollo y licenciamiento a la CFE, del Modelo dePlaneaciónde laExpansióndeGeneraciónyTransmi-sión:PEGyT(1991-1994).

• Desarrollo,implantaciónymejoracontinuademodelosysistemasparalaevaluacióndeldesempeñoeconómicodelasunidadesdeGeneración,TransmisiónyDistribucióndelaCFE,conbaseenunMercadoSombra(1999-alafecha).

• Desarrollo y licenciamiento de nuevas versiones delmodelo PEGyT, incluyendo la capacidad de acota-miento de riesgos por incertidumbre de precios decombustible(2003-2008).

• Desarrollo de los modelos y sistemas del mercadointernodeenergíadelaCFE(1999-2000).

• Implantacióndetecnologíasnovedosaspara la integra-cióndeaplicacionesyelanálisisdeinformación,conelobjetivodeoptimizarlosprocesosdelmercadointernodeenergíadelaCFE(2008-alafecha).

• Los modelos de expansión de redesurbanas de distribución y la colabora-ciónconlaCFEenlaimplantacióndelconceptoanivelnacional(1979-1995).

• Lametodologíadediagnósticodeaisla-miento para determinar la posibilidaddeflameobajocondicionesdecontami-nación(1996-2005).

• Implantación de modelos de optimi-zaciónpara planeaciónde la operaciónde la red de distribución del Valle deMéxico(2000-2008).

77


Boletín IIE

Por su parte, la Gerencia de Uso deEnergíaEléctricahatrabajadoeficiente-menteenlanormalizacióndelaeficienciaenergética:

• Contribución como asesor técnico enel desarrollo de las primeras Normasde Eficiencia Energética de México(1994-1995).

• Desarrollo de pruebas de eficienciaenergética para determinar los valoresdeconsumodelasprimerasNormasenMéxico(1993-1995).

• Contribución con la especificación deNormas de Eficiencia Energética enColombia(1996).

• Análisis y evaluación del ahorro deenergíaeléctricadelCambiodeHorariodeVerano(CHV)enMéxico(1996).

LaGerenciadeEquiposEléctricos hacontribuido en gran medida con la CFEenlossiguientesproyectos:

• Monitoreoydiagnósticodegeneradoreseléctricos de alta potencia mediante elSistemaAnGeL(2008-alafecha).

• Fuentes demedia tensiónpara el diag-nóstico de generadores, que coadyu-varonaldesarrollodegruposdetrabajoenelLAPEM(1990-2010).

• Fuentes de alta tensión para el diag-nóstico de cables y subestaciones enSF6,quepermitedetectardefectosinci-pientes con la medición de descargasparciales(2004-2010).

• Instrumentaciónaplicadaaldiagnósticodelequipoeléctrico(2003-2010).

• Diagnóstico de equipo primario desubestaciones,atravésdemodelosparaadministrar la sobrecarga de transfor-madores(2007-2009).

78


LaDivisióndeSistemasMecánicoshabrindadoserviciosdeapoyotecnológicoalasempresasligadasalsectoreléctricoyenergético,siendofactorfundamentalenelimpulsoalosproyectosdecogeneraciónenPEMEX,yapoyoimportanteparalaCFEenelusode combustóleo y en la mejora de la eficiencia de plantas. Asimismo ha desarrolladomaterialesparaequiposeléctricosque,entreotrascosas,hanformadomásempresas.

35 años en la cultura de la investiga-ción aplicada y el desarrollo tecnológicopermitieronqueenesta trayectoriahistó-ricasetuvieranlossiguienteslogrosenlaGerenciadeTurbomaquinaria:

• Desarrollar la capacidad propia y dela CFE para actuar sobre turbinas devapor,sindependerdelosfabricantes.

• Modelos de análisis dinámico derotores.

• Desarrollo de sistemas de balanceo derotores.

• Sistemas de adquisición de datos yanálisisdevibraciones.

• Metodologías de rehabilitación deturbomaquinaria.

• Desarrollo de robots para inspecciónautomatizada.

Reseña histórica de Sistemas Mecánicos

Dadalacomplejidaddelconocimiento,enlaGerencia de Materiales y ProcesosQuímicossehaampliadolainvestigacióny el quehacer tecnológico por medio deactividadesrelacionadascon:

• Desarrollodelconcretopolimérico.• Desarrollo de material y proceso paraelencapsuladodeterminalesdegenera-doreseléctricos.

• Desarrollo de empaques y procesos defabricaciónparaproveedoresdelsector.

• Desarrollo de aceites dieléctricos deorigenvegetal.

• Sistemas de inspección automatizados(robots).

79


Boletín IIE

Con la misma filosofía de desarrollar oasimilar nuevas tecnologías e implan-tarlas en el sector eléctrico y energético,laGerencia de Procesos Térmicos havistorealizarsusprincipales logrosen lassiguientesacciones:

• Sistemasdecombustiónpararesidualesderefinación.

• Modelosyanálisisdesistemasdeenfria-mientodecentrales.

• Mejoramientodeeficienciadecentralesgeneradoras.

• Modelosdeevaluacióndeescenariosdedesarrollodelsectorenergético.

• Ingeniería básica y diseño de sistemasdecogeneración.

• Sistemas de captura (separación) deCO2.

Por suparte, laGerenciade IngenieríaCivilhaimplantadotecnologíasmodernasde análisis de estructuras, para garantizarlaseguridadeninstalacionescomopresas,torresdetransmisión,sistemasdeductos,etc. Además, cabe resaltar que las meto-dologías de diseño de estructuras son dereferencianacional.

• Metodologíasparaeldiseñoporsismoyvientodeestructuras.

• Diseño óptimo de torres de líneas detransmisiónysubestaciones.

• Análisis de seguridad de sistemas deductosdelsectorpetrolero.

• Interaccionessuelo-estructura.• Seguridaddepresas,taludesytúneles.

80


LaDivisióndeSistemasdeControlhapasadopormuchoscambiosalolargodeestos35años,perotodoséstosconelobjetodecrecerymejorarenlascapacidadestecnoló-gicas,pararesponderalosretosdelaindustriaeléctrica,petroleraydeservicios.

Reseña histórica de Sistemas de Control

LaGerenciadeControl e Instrumentación fue formadapor losDepartamentosdeElectrónica, Comunicaciones e Instrumentación, lo que ha permitido el desarrollo detecnologíasavanzadasdetransferenciacomercial.Entresusprincipalesproyectosestán:

La Gerencia de Simulación ha desa-rrollado 15 simuladores para la CFE,instalados en sus centros de entrena-miento: CENAC-Ixtapantongo, CNLV yCESIGE-Mexicali, donde se entrenan unpromediode1,100personasal año (70%operadoresy30%jefesdeturno).

• Simuladores réplica de alcance totalparaelentrenamientodeoperadoresdecentralesgeneradoras(1980-alafecha).

• Sistemas de emuladores para la pruebadecontroles.Permitenrealizarpruebas,ajustes y validación a los sistemas decontrol, durante el mantenimiento alas unidades de generación (1990-a lafecha).

• Sistemas de capacitación basados encomputadoracontutorinteligente.

• Simulador de calderas para análisis,basadoenmodeladodeelementofinito.

• Simuladores portátiles para entrena-mientoenoperacióndesubsistemasdeunidadesdegeneración.

• CentrodePosgradovirtualdelIIE.

• Equipo electrónico para adquisición,supervisiónycontrol:UnidadTerminalRemota (TRIIE) ySistemadeAdquisi-ciónyControl(SAC)(1980a1986).

• Modernizacióndesistemasdecontrolparaunidadesgeneradoras(1986-alafecha).

• Sistema integral de medición y detec-ción de ilícitos de energía eléctrica(SIM-IV)(2003-alafecha).

• Modernización de los laboratorios delLAPEMdelaCFE(2006-alafecha).

• Inversor fotovoltaico de 1KW parainterconexiónalared.

• Incorporación de electrodomésticos alconceptodeRedEléctricaInteligente.

• Equipodecomunicacionessobrelíneaseléctricasdedistribución.

• Simulador de procesos a escala,para entrenamiento de personal demantenimiento.

81


Boletín IIE

La Gerencia de Supervisión deProcesos ha desarrollado sistemas quemarcaron el inicio de la migración detecnología analógica a digital, de lossistemas de supervisión de las CentralesTermoeléctricas en México, modernizán-dolos y haciéndolosmás eficaces para elapoyoalaoperación,entreéstosdestacan:

• Sistemas de Adquisición de Datos yRegistro de Eventos para centralestermoeléctricas(SADRE)(1982-1992).

• Sistema Integral de Información deProcesos(SIIP)de laCNLV(1991-a lafecha).

• Sistemaparalagestióndeláreaquímicaen centrales generadoras (2004-a lafecha).

• Sistemas para la automatización de ladistribución(2005-alafecha).

• Sistemas para la gestión de la distribu-ción,queposiciona a laCFEDistribu-ciónen ladirecciónde lasRedesEléc-tricasInteligentes(2006-alafecha).

• Sistema de información para seguridadyprotecciónambientalenPEP.

• Sistema para supervisión remota deequipos de medición y protección encentraleshidroeléctricas.

• Sistema de información para diagnós-tico y mantenimiento predictivo encentralestermo-eléctricas.

• Sistema inteligente para apoyo a laoperacióndeunidadestermoeléctricas.

Lossistemasquedesarrolla laGerenciadeTecnologíasdelaInformaciónpermitenautomatizar losprincipalesprocesosdenegociode lasempresasdelSectorEnergíadelpaís.Asimismoapoyan,mediantelaexplotacióndelainformación,latomadedecisionesdegestiónoperativayestratégica.

• Sistemas de gestión corporativa(portales)(2002-alafecha).

• Sistemainstitucionalparalaatencióndeasuntosjurídicos(2002-alafecha).

• Sistemas de entrenamiento basados enRealidadVirtual,paramantenimientodelíneaseléctricasenergizadasydesenergi-zadas(2005-alafecha).

• Sistema institucional de gestión de lainnovación,generandomayorvalorpara

laempresaeincentivandolainnovaciónen losprocesosde lamisma (2009-a lafecha).

• Sistema de información del capitalhumanobasadoencompetencias.

• Sistema de capacitación en línea conrepositoriodeobjetosdeaprendizaje.

• Sistema integral de seguridad industrialysaludeneltrabajo.

• Sistemaparagestióndealertasmóviles.

82

Boletín IIEabril-junio-2011Breves técnicas

Aplicaciones de interoperabilidad en la automatización de procesos

José Alfredo Sánchez López[[email protected]]

Actualmente, la tecnologíahaevolucionadoaungrado tal,quenoesposibleconcebiractividades complejas que no puedan ser desarrolladas con el apoyo de equipo contecnología de punta. En el sector eléctrico, actualizaciones en los sistemas de control,monitoreoyanálisisdeprocesossellevanacaboorientadasamejorarlaoperaciónyeldesempeñode las diferentes áreas de la industria.En esteproceso evolutivode actua-lización tecnológica, surge un creciente interés en compartir información generada demaneradistribuidaenlasdiferentesáreasoperativas.Enestecontexto,sehaadoptadounconceptotécnicoquerepresentael interésdecompartir información: interoperabilidad.Aunque lapalabra“operabilidad”noexisteeneldiccionariode laRealAcademiade laLenguaEspañola,sehaceusodeellacomoequivalentealconceptode“operatividad”.

Porinteroperabilidadseentiendelacondicióndelossistemasdeintercambiarprocesosydatosenambientesheterogéneos.Esestacondiciónlaqueenlaactualidadsepretendeutilizar para llevar a cabo una integración de las diferentes áreas operativas del sectoreléctrico,conelobjetivodecontribuiralamaterializacióndelconceptoderedinteligente.

Lainteroperabilidadpuedeconsiderarsedesdeunenfoquedealtonivel,enlaintegracióndelasdiferentesáreasdelsectoreléctrico.Enelconceptoderedinteligentesehanclasi-ficado las diferentes áreas de la industria eléctrica enGeneración,Transmisión,Distri-bución,ComercializaciónyGeneraciónDistribuida, todasellasoperandosobreunáreaclasificadacomotelecomunicaciones.

Dentrodecadaáreaescomúnencontrarunadiversidaddesistemasfuncionandoygene-randoinformacióndeapoyoalatomadedecisiones,paramejoraríndicesdedesempeñoocalidaddelservicio.Lainteroperabilidadconstituyeunapiezafundamentalparaagilizarlos procesos de interacción entre los diferentes sistemas, y en consecuencia, agilizar latomadedecisiones.

Enun ambiente administrativo y empresarial, lasherramientasde análisis ymanejodegrandesvolúmenesdeinformaciónhanmaduradoconsiderablementeparalograrelinter-cambiodedatoseficiente.Sinembargo,aúnnoesgeneralizadalaintegracióndeprocesosadministrativos y empresariales con losprocesosoperativos anivelesdeplanta, instru-mentosysistemasdecontrol.

Interoperabilidadenautomatizacióndeprocesos

Hayunatecnologíacomúnmenteutilizadaa nivel de proceso para interoperabilidadentre productos de diferentes fabricantes,quesellamaOPC(OLEforProcessControl).LatecnologíaOPCesunconjuntodeespe-cificaciones fundamentadas en estándaresy la arquitecturaCOM (Component ObjectModel), creadaparadefinir el intercambiodedatos entre aplicaciones yhardware dediferentes fabricantes, con aplicacionesbasadasenWindows,orientadasaautoma-tizacióndeprocesos.Debidoasunatura-lezaindependientedefabricantes,lasespe-cificacionesOPCsonmantenidasporunaasociaciónautónomaconocidacomoOPCFoundation.Enel conjuntodeprotocolosde red industrial utilizados para sistemasdecontroldistribuidoentiemporeal,OPCeslainterfazcomúnmenteutilizadaparalacomunicaciónentrecontroladoresyaplica-cionesbasadasenPC.

Interoperabilidadenaplicaciones

La interoperabilidad entre aplicaciones seconsigue mediante el uso de estándaresabiertos para el intercambio de datos.Esta característica permite que distintasaplicaciones de software, desarrolladas endiferentes lenguajes de programación yejecutadas en plataformas de hardwareheterogéneas, puedan intercambiar datosenred.UnodelosmediosutilizadosparalograrestainteroperabilidadsonlosServi-ciosWeb,queson interfacesdeaplicaciónquepuedenaccederseatravésdeunared.

83

Breves técnicasAplicaciones de interoperabilidad en

la automatización de procesos

Integracióndeaplicaciones

Figura1.ServidorOPCparaconexiónadispositivosconprotocoloDNP3ymonitoreodealarmasymediciones.

de red industrial DNP3. La interaccióndel usuario con las UTR se lleva a caboa través de aplicaciones distribuidas encomputadoras personales para el moni-toreo de alarmas (figura 1). En el áreadeGeneración se cuenta con una aplica-ciónquepermite inferir la viscosidaddelcombustóleo,medianteelanálisisdepará-metros obtenidos del sistema de control,

utilizandounainterfazdedatosbasadaenOPC (figura 2). Una aplicación adicionaldeusodeprotocolosorientadosalainter-operabilidad es el SistemadeAyudaparala Operación (SAO), el cual utiliza unainterfaz de conexión a datos del sistemade control distribuido basado en OPC(figura3).

El IIE ha incursionado en el uso de latecnología OPC y Servicios Web parainteroperabilidad de aplicaciones deautomatización de procesos. En el áreade Distribución se ha desarrollado unservidor que permite establecer comuni-caciónpara lecturadedatosdeUnidadesTerminales Remotas (UTR), así comoenviar comandos utilizando el protocolo

Actualmente, el IIE promueve el sistemadeSupervisióndeProcesosenlaPalmadetuMano,elcualestábasadoenlaintegra-ción de aplicaciones de comunicación deprocesos con el protocoloOPC y aplica-cionesdemonitoreoremotocondisposi-tivosmóviles(figura4).

Comoseobservaenlasdiferentesfigurasmostradas, un componente común enlos diferentes sistemas es una interfazde datos identificada como Cliente OPC.Es importante resaltar que este ClienteOPCeselmismoentodosloscasos,ysufunción sóloespersonalizadade acuerdoa los requerimientos específicos de cadaaplicación.

Figura 2. Viscosímetro virtual conconexiónalsistemadecontroldistri-buido,utilizandointerfacesOPC.

Figura 3. Sistema de Ayuda a laOperaciónconconexiónalsistemadecontrol distribuido, utilizando inter-facesOPC.

Figura 4. Supervisión de Procesos en la Palma de tuMano, utilizando tecnologíaOPC.

84


Controlador Principal de Subestación (CPS) para subestaciones de distribución de la CFE

Cuitláhuac Picasso Blanquel y Carlos Chairez Campos [[email protected] y [email protected]]

Antecedentes

Elprocesodeautomatizaciónde ladistribución iniciaconelcontrol localyremotodelasoperacionesquesellevanacaboenlassubestacionesdedistribución.Porestarazón,esnecesariocontarconmecanismos,herramientasyaplicacionesparaelprocesamientoautomatizadode la informaciónyde señalesque seproducenen tiempo realdentroyfueradelapropiasubestación.

Comopartedelasaplicacionesparalaautomatizacióndesubestaciones,serequierecontarcon funciones demonitoreo y control en tiempo real, para conocer el estado operativoactual,realizarbalancedeenergía,supervisarlacalidaddelaenergíasuministrada,detectarfallas, contar con estadísticas y registro de eventos, conocer el estado operativo de losdispositivosdeprotección,activarmecanismosderecuperacióndefalla,entreotras.EstasfuncionessonelsoporteparalatomadedecisionesoperativasquepermitenmantenerlaestabilidaddelSistemaEléctricodeDistribución(SED)ensuconjunto.

Existen muchas y muy diversas soluciones de equipos y sistemas para efectuar estasfuncionesdeautomatizacióndesubestacionesdedistribuciónenelmercadoespecializado,loquehaoriginadoquelaComisiónFederaldeElectricidad(CFE)cuenteconvariasalter-nativasdemoniotoreoycontrollocalensusinstalaciones.Almismotiempo,estadiversidadorigina lanecesidaddecontarconrefaccionamiento, licenciamiento,controldeversiones,formatosdepresentacióny capacitaciónmuydiversa.Espor elloque laCFEsolicitó alfondosectorialCFE-CONACYT,unproyectoparadesarrollarunControladorPrincipaldeSubestación(CPS),quesirvieradereferenciafuncionalydeespecificacióntécnicaunifor-mizadaparalosfabricantesyproveedoresdeequiposysistemas,asícomodeapoyoparauniformizarlasplataformasdesoftwareydecomunicacionesdeestossistemas.

ArquitecturadelCPS

Para el desarrollo del Controlador Prin-cipal de Subestación se consideró comopremisa básica el utilizar una plataformabasedehardwareysoftwarecomercialconalta disponibilidad de licencias y refac-ciones por al menos 10 años, y desarro-llarsobreestaplataforma,laaplicacióndemonitoreo y control en tiempo real parala subestación.De igual forma se adicio-naron conceptos de modularidad parafacilitar el crecimiento y reemplazo decomponentes y se integró interoperabi-lidaddeseñalesysistemassustentadosenla interfazdedatosOPC(OLEforprocessControl) definida por laOPC Foundation(www.opcfoundation.org).

La OPC Foundation está dedicada aasegurar la interoperabilidad en la auto-matización,mediantelacreaciónymante-nimiento de especificaciones abiertasque estandarizan la comunicación dedatos adquiridos de proceso, registros dealarmas y eventos, datos históricos y deprocesamientoporlotes,paralossistemasempresariales demúltiples proveedores yentre dispositivos de producción. Estosdispositivos incluyen sensores, instru-mentos, PLC, UTR, DCS, IHM, regis-tros históricos, tendencias, alarmas, entreotros, como los utilizados en la industriade procesos, manufactura, eléctrica, asícomoenladeproducciónytransportedepetróleo,gasyminerales.

85

Breves técnicasControlador Principal de Subestación (CPS) para

subestaciones de distribución de la CFE

ElCPSdesarrolladopor el IIEcuenta con las funcionesSCADA (SistemadeControlSupervisorioyAdquisicióndeDatos)paraalarmas,eventos,controles,reportes,estadís-ticasdecomunicación,tabulares,medicionesyoscilografías.

La comunicación con losDispositivosElectrónicos Inteligentes (DEI) se lleva a cabomedianteelprotocoloDNP3.0(DistributedNetworkProtocol)enmodoMaestro;lacomu-nicaciónconelnivelsuperioralCentrodeOperaciónZonaldeDistribuciónse llevaacaboconelprotocoloDNP3.0enmodoEsclavo.Asimismo,elCPScuentaconlacapa-cidaddecomunicaciónconsistemascorporativos,utilizandoelformatoCOMTRADE.LosdesplieguesdelaInterfazHombreMáquina(IHM)sedesarrollaronacordealaespe-cificaciónCFE-V6700-55.

ElCPSdesarrolladoseinstalóyvalidóenlaSubestación“GuadalupeAnalco”,ubicadaenlaDivisióndeDistribuciónCentroOrientedelaCFE.

Funcionalidad

El CPS desarrollado por el IIE realizalas funciones SCADA sobre los DEI dela subestación y atiende la comunicaciónestablecida con el Centro de OperaciónZonaldeDistribucióndondeseencuentrala Unidad Central Maestra (UCM) y laestación gráfica del Operador. La UCMrecibe del CPS los datos del estadooperativoactualde todos losdispositivosmonitoreados en la subestación. En estaarquitectura, el CPS recibe informaciónde los DEI de la Subestación y generalocalmente una base de datos en tiemporeal para procesar información instan-tánea,altiempoqueenvíala informaciónaunhistóricoparaanálisisposterior,estopermite, ademásdepresentar la informa-cióndelestadodelasubestación,generarreportes históricos para conocer losperfilesdetodaslasvariablesmedidas.

Como parte de las funciones SCADA selleva a cabo la sincronización de la basedetiempohaciatodoslosDEIasociados.ConrespectoalaIHM,elCPScuentacondiagramas unifilares del sistema eléctricodelasubestación,enelquesepresentalainformaciónentiemporealdelosestados

de los dispositivos eléctricos y susmedi-ciones, así como despliegues de alarmasporbahía,listadosyreportes.

Los unifilares del CPS cumplen con las“Reglas de despacho y operación delSistema Eléctrico Nacional”, que esta-bleceloscoloresyformatosparaladeno-minación de los niveles de voltajemane-jadosenlasubestación.Conrelaciónalasmediciones, el CPS recibe informaciónpor comunicación serial fibra óptica oserialRS-485enprotocoloDNP3.0.Losvalores consideran las siguientes medi-ciones: valores instantáneos, acumulados,

balance de energía, calidad de energía,desbalance de fases, mediciones conge-ladasporcambiodehorarioydeestación.

Paraelcasodelosreportesgeneradosenel CPS se desarrollaron y configuraronreportes de operación de interruptores,estadísticas de comunicaciones, equiposfueradelímitesdecomunicaciones,opera-ción de protecciones, estado actual deprotecciones,tensiónenbuses,medicionesacumuladas, alarmas operadas, analógicasmáximas y mínimas, eventos por tipo,históricodeusuarios,usuariosdelsistema,calidaddeenergíaymemoriamasiva.

86


LaGerenciadeControleInstrumentación(GCI), en conjunto con la Gerencia deSupervisión de Procesos (GSP) del Insti-tuto de Investigaciones Eléctricas (IIE)desarrollóunaespecificación técnicapreli-minar, que describe el “Diseño del PerfilIEC 61850 de la estructura de informa-ción de nodos lógicos, funciones y redesde comunicaciones, realizada para CFEDistribución”. El modelo que se utilizóestá basado en el documento de especifi-caciónSISCOPROM(SistemasIntegradosde Control, Protección y Medición) parasuusoensubestacionesdedistribución,enel cual se indica el diseño, la arquitectura,los requerimientos funcionales, técnicosy operativos, así como las funciones decontrolqueapoyana lamodernizacióndesubestaciones de distribución de la CFE.Dichomodelofuetomadocomoreferenciapara llevaracabounmapeoa laarquitec-turadelosSistemasdeAutomatizacióndeSubestaciones(SAS),paracumpliryalinearlos modelos de información de acuerdoconel estándar IEC61850en tresnivelesbásicos:estación,bahíayproceso.

El estándar internacional IEC 61850:“Redes de Comunicación y Sistemas enSubestaciones”, fue elaborado para eldiseño de sistemas de automatización desubestaciones (SAS), el cual aplica tantopara subestacionesde transmisión comode distribución. Además, este estándarconsidera todas lasnecesidadesdecomu-nicación dentro de subestaciones reque-ridasparalaimplementacióndefuncionesde control, protección y monitoreo, ydefinelosrequerimientosparalacomuni-caciónentredispositivoselectrónicosinte-ligentes(IED,porsussiglaseninglés).

Sistema de Comunicaciones basado en el estándar IEC 61850 para subestaciones de distribución de la CFE

Joaquín García Hernández y Cuitláhuac Picasso Blanquel[[email protected] y [email protected]]

En una arquitectura de automatizaciónde subestaciones IEC 61850, la columnavertebraldelmanejodelainformaciónesla tecnología de comunicaciones, para locual se establecieron los requerimientosfuncionales, entre los más importantesdestacan:

ArquitecturadeComunicaciones

Esunadelaspartesprincipalesdeldiseñodeunasubestaciónydebecumplirconlosrequisitos de diseño especificados en elestándarIEC61850.Deigualforma,debeser capaz de proporcionar los medios,mecanismos,software,licenciasdesoftwarey todos los accesorios necesarios para la

implementacióndeunmodelodesubesta-cióndedistribuciónIEC61850.

Topología

La topología de las redes de comunica-ciones propuestas debe considerar unareddeestaciónparaelnivelmásaltoenlaarquitectura,lacualpuedetenerconfigura-cióndobleestrella jerárquica,dobleanilloo híbrida, con el objeto de proporcionarredundanciaytoleranciaafallas.Además,considerar una (o varias) red de procesopara el nivelmás bajo de la arquitectura,la cual debe garantizar cero pérdidas depaquetes.

87

Breves técnicas

Perfilesdecomunicaciones

El sistema de comunicaciones debesoportar varios perfiles de comunica-ciones, tales como: el modelo de refe-rencia OSI, TCP/IP, UDP o Ethernet,dependiendo del tipo de servicio decomunicaciónqueserequiera.

Serviciosdecomunicaciones

El sistema de comunicaciones debesoportar múltiples servicios, como losservicios abstractos de comunicaciones(ACSI), los cuales deben ser mapeadosmediante el protocoloMMS (Messaging)y, además, soportar servicios de comuni-caciones cliente-servidor (ACSI), peer-to-peer (GOOSE, valores analógicos mues-treados)ysincronizacióndetiempo.

Administracióndelared

Los equipos de red propuestos debenincluirelprotocoloSNMP,elcualpermiteel monitoreo y reporte de las diferentescondiciones de falla de las redes de lasubestaciónyproceso,talescomo:pérdidade algún enlace, errores en la tramas dedatos,asícomoestadísticasdelared.

Seguridadinformática

El sistema de comunicaciones debeproporcionar varios niveles de seguridadcomo: identificación,contraseñayautori-zación,detalformaquepermitaelaccesotanto a los switches Ethernet como a losruteadores, sólo al personal autorizado,ademásdeimplementarmedidasdesegu-ridad como la “autentificación” de losusuarios de la red de la subestación, conel objeto de conservar la “confidencia-lidad”,“integridad”y“disponibilidad”delainformación.

Conclusiones

Como resultado de este trabajo se obtu-vieron los requerimientos funcionales,así como una especificación técnica delsistema de comunicaciones basado en elestándar IEC 61850, la cual es aplicablea subestaciones de distribución. Además,sepuedeconcluirqueelusode la tecno-logía Ethernet para la comunicación dedatos, permitirá obtener beneficios comola explotación de la información conmayor facilidad, así como proporcionarmayoresvelocidadesde transmisiónenelfuturo.Ethernet es el estándar propuestoparaelusoensistemasdeautomatizaciónde subestaciones y, debido a que éste esunestándarampliamenteutilizado,ofrecemejores opciones enproductos a preciosrazonables.

Para el IIE, el desarrollo y aplicación deestetipodetendenciastecnológicasrepre-senta oportunidades de innovación, puesexisteanivelmundiallanecesidaddesolu-ciones que empleen nuevas tecnologíasde comunicaciones, diseñadas específica-mentepara resolverproblemasdel sectoreléctrico.

Sistema de Comunicaciones basado en el estándar IEC 61850 para subestaciones de distribución de la CFE

88

Boletín IIEabril-junio-2011Artículo de investigación

On-Line Simulator of Electrical Distribution Networks for Decision Support in Distribution Control Centers(Simulador del Sistema Eléctrico de Distribución para apoyo en la toma de decisiones en Centros de Control de Distribución de la CFE)

Alfredo Espinosa Reza1, Agustín Quintero Reyes1, Raúl García Mendoza1, Tito Manuel Calleros Torres1, Jesús Fidel Borjas Díaz2, Benjamín Sierra Rodríguez2 y Rafael Torres Abrego2

Artículo presentado originalmente en la 12th WSEAS International Conference on Automatic Control, Modelling & Simulation

ACMOS ‘10, WSEAS, Catania, Sicilia, Italia, Mayo 29-31, 2010.

Resumen

Sepresenta la arquitectura física, lógicay funcionaldiseñadapara integrarelSimuladordelSistemaEléctricodeDistribución (SED)desarrolladoparalaCFEylosCentrosdeControldeDistribucióndeenergíaeléctricaenMéxico.ElobjetivodelSimuladordelSEDesintegrarfuncionesdeingenieríadedistribución(flujodepotencia,cortocircuito,reconfiguraciónóptima,confiabilidad,entreotras)yunsistemaexperto(RazonamientoBasadoenCasos)paraapoyarelprocesodeanálisisdeinformación,latomadedecisionesylacapacita-ciónenlosCentrosdeControldeDistribuciónZonalesyRegionalesdeCFE.

1InstitutodeInvestigacionesEléctricas2ComisiónFederaldeElectricidad

Palabrasclave

Simulador,SistemaEléctricodelDistribu-ción(SED),Reddedistribucióneléctrica,Datos en tiempo real, Datos en línea,SCADA, DMS, Restauración óptima defallas, Sistema de Soporte a Decisiones(DSS).

El Simulador del SED se encuentra instalado, actualizado y en operación en la ZonaTampicoyenlaDivisióndeDistribuciónGolfoCentrocomounproductoconsolidadoyenconstanteevoluciónalapardeladinámicaoperativareal.

89

Artículo de investigaciónSimulador del Sistema Eléctrico de Distribución

para apoyo en la toma de decisiones en...

Introducción

Actualmente, los centros de controlde distribución cuentan con sistemasSCADA que en caso de fallas, permitenmonitorearyoperarequiposdesecciona-miento remotos mediante telecomandos,o bien, en caso de equipos manuales,operan mediante el envío de cuadrillasdirectamente al posible punto de falla.La capacidad de respuesta ante fallas oeventos depende directamente del cono-cimiento y experiencia del Operador enturno,esteconocimientoyexperienciaesadquiridoprincipalmenteenelCentrodeControl de Distribución mediante entre-namiento en línea en el trabajo (on thejob training), por lo que no cuentan conla oportunidad de experimentar, analizarycompararresultadosdediversasmanio-bras. Este esquema de operación impidellevaracaboreconfiguracionesdepruebadelasredesdedistribuciónparaobservarcomportamientos, analizar índices deconfiabilidad y así apoyar la toma dedecisiones.

Anteestasituación,elSimuladordelSEDes una herramienta de ingeniería quepermite realizar estudios de comporta-mientoydepredicciónacortoplazoconinformaciónactualizadaenlíneaparaesta-blecer planes de operación normal y decontingencia, estrategias de restauraciónóptima soportada por cálculo de índicesy funciones objetivo, así como verifica-ciónautomáticadenivelesoperativosydeseguridad (perfil de voltaje, cargabilidad,minimizacióndepérdidas,entreotros).

ObjetivosdelSED

El SistemaEléctricodeDistribución(SED)es lapartedelSistemaEléctricoNacional(SEN) comprendida en un área geográfica determinada, contiene instalaciones en alta,mediaybajatensiónparasuministrarelserviciodeenergíaeléctricaa losclientesde laempresa(Utility)enlosdiferentesnivelesdetensión.

LosCentrosdeControldeDistribucióndelaCFEestánconstituidosparaoperar,super-visarygarantizarel suministroenmediaybaja tensióndelSED,conformeacompro-misosestablecidosconelclienteyencumplimientocon losobjetivosbásicosdesegu-ridad,continuidad,calidadyeconomía.

LasfuncionesbásicasdelosOperadoresdelSEDenlosCentrosdeControldeDistribu-ciónson:• OperarysupervisarelSEDqueestábajosuresponsabilidad,conseguridad,calidad,

continuidadyeconomía,deconformidadconlasReglasdelDespachoyOperacióndelSEN.

• Analizarsolicitudesdelibranzayautorizarlicenciasdeequipos.• AdministrarlicenciassobreelequipoquecomprendeelSEDenelámbitodelaZona.• ElaborarreporteseinformesderesultadossobrelaoperacióndelSEDenelámbito

deunaZona.• AnalizarycoordinarlostrabajosparaintegrarnuevasinstalacionesalSED.• Manteneractualizadoslosdiagramasunifilaresdesubestacionesycircuitos.• Analizareventosydisturbiosqueafectanelsuministrodeenergíayelaborarplanesde

contingencia.• Supervisarelcumplimientodeloscompromisosdesuministroencircuitosdealtay

mediatensión.• DarseguimientoaladisponibilidaddelaredydelosequiposinstaladosenelSED

(equipotelecontrolado,deseccionamiento,transformadores,etc.).• Atender las solicitudes de los clientes en alta tensión (libranza, restablecimiento y

característicasdelvoltaje).

Enestecontexto,unOperadordelSEDdebevigilarelcumplimientodediversosíndicesparacadaobjetivo:• Seguridad:Confiabilidad,disponibilidad.• Continuidad: Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU), tiempo de restableci-

miento,libranzas.• Calidad:Armónicas,sags,desbalance,swells,flicker.• Economía:Productividad,pérdidas,costos.

ConlasherramientastradicionalesdelosCentrosdeControldeDistribución,elcalcularyvigilaralgunosíndicesnoesunatareasencilla,yaqueesnecesarioelmanejodemodelosmatemáticoscomplejos,análisisnuméricoysecuenciasdecálculoquepuedenconsumirmuchotiempoyrecursos.

90


De esta manera, surge la necesidad dediseñar, integrar, instalar y operar unaherramienta informática de apoyo a lasactividades sustantivasde losOperadoresdelSEDyasícontribuiralplanestratégicoymejoramientodelosnivelesdeproducti-vidadycompetitividaddelaCFE.

Arquitecturalógica

Lafigura 1muestra la arquitectura lógicaconlaquefueconceptualizadoymateria-lizadoelSimuladordelSED.Semuestranlasinterfacesbásicasdeaccesoadatosdeotrossistemas,entrelosmásimportantes:• Interfaz SCADA. Obtiene infor-

mación de los elementos del SEDen tiempo real (tan rápido como losmedios de comunicación remota lopermitan). Considera mediciones yestadodeinterruptores.

• InterfazGIS.Fuerade línea extrae yacondiciona la información de topo-logíadelared,considerandosuubica-ción georeferenciada, así como losdatoseléctricos, físicosygeométricos.Losdatosdeplacayparámetroseléc-tricos se completan utilizando unalibrería de elementos estándar basadaennormasdeconstrucción,así comoenmanualesdefabricantes.

• Interfaz para datos de opera-ción. En línea, en caso de una falla,extrae información operativa de loselementos en el SED que se encuen-traninvolucradosenlafalla,asícomode aquellos que pueden apoyar en lasolución mediante la transferencia decarga (carga máxima, así como regis-trosdefallasymantenimiento).

• Funciones básicas. El núcleo delSimulador considera las funciones deingeniería de distribución incluidasde manera nativa en la herramientade análisis y planeación de redesNEPLAN, lacual fueevaluada, selec-cionada e integrada utilizando unaarquitectura especialmente desarro-lladayvalidada.[4]

• Funciones adicionales. Con elobjeto de acceder de manera consis-tente a las diversas herramientas delSimuladordelSED,sediseñaron,inte-graron y validaron varias funcionesquepermitenmantenerunaoperaciónconfiable del mismo, entre las másimportantesestánel administradordeuna memoria compartida [6] [7] [8],el administrador de transacciones, elanalizador de datos en tiempo real,asícomoelgestordeusuarios,rolesyprivilegios.

• Registro histórico. Con los datosadquiridosentiemporealsealmacenapermanentemente un registro persis-

tente de la información, de maneraque se tiene la capacidad de recreareventos y situaciones ocurridas encualquiermomento.

• Base de conocimiento. Esta baseincluye los procedimientos apli-cados por un Operador experto delSED, así como información de losclientes importantes conectados eneste sistema. Con esta información, elSistemaExpertoestádotadodelacapa-cidaddeanalizaryevaluar lasposiblesestrategiasderestablecimiento.

• Sistema Experto. Esquema de inte-ligencia artificial con RazonamientoBasado enCasos (CBR), que en casodeunafallaodisturbioenlaredeléc-trica, emite una recomendación derestablecimiento, la cual consideracálculodeíndicesyfuncionesobjetivo,así como verificación automática denivelesoperativosydeseguridadcomoson el perfil de voltaje, cargabilidad ypérdidas,entrelosmásimportantes.

Figura1.ArquitecturalógicadelSimuladordelSEDinstaladoenlaZonaTampico.

91



• Recomendación de operación.Estrategia de restauración óptimasoportada por el cálculo automáticode alternativas de restauración, asícomo la evaluación de cada una delas alternativas técnicamente factiblesparadefinir“lamejor”, considerando,ademásdelosíndicestécnicosycrite-rios objetivo, los clientes importantesquequedaránfueradeserviciodurantelareparacióndelafalla.

ArquitecturafísicaZonal

ElSimuladordelSEDensuconfiguraciónZonal permite el acceso a datos de lossistemasSCADAmediante tresopciones:tecnología de replicación de datos entiemporeal,protocoloDNP3.0maestro-esclavoointerfazdedatosOPC(OLEforprocesscontrol).

Una vez adquiridos los datos en tiemporeal, estos se empaquetan y se envíanal Simulador del SED definido comoRegional, de manera que el sistemaRegional acumulará el total de datosSCADA de todos los Simuladores delSEDZonalesqueserequieran.

ArquitecturafísicaRegional

ElSimuladordelSEDRegional,ademásdeacumular los datos de todos los Zonales,también es de operación idéntica e inde-pendiente,demaneraqueanivelRegionalsetienelacapacidaddeanalizarmaniobrasnormalesodecontingencia, considerandolos enlaces o alternativas de restauraciónentre redes de distribución Zonales, oincluso,considerandoelefectodelasredesdealtatensiónqueseinterconectan.

Figura 2. Arquitectura física Zonal del Simulador del SED instalado en la ZonaTampico.

Adicionalmente,paralaconfiguraciónRegional,elSimuladordelSEDseintegróenuncentrodemonitoreo y análisis del SED, el cual cuenta con la capacidaddemonitoreoremotodelossistemasSCADAdelasZonasqueconformanunaRegiónoDivisiónsiasísedefine.Deestamanera,secuentaconlacapacidaddeanalizarelSEDentiemporeal,considerandolaoperaciónreal,asícomolasestrategiasderestablecimientoemitidasporelSistemaExpertodelSimuladordelSED.

Figura3.ArquitecturafísicaRegionaldelSimuladordelSEDinstaladoenlaDivisiónGolfoCentro.

92


SistemaExperto

El Sistema Experto integrado [4] ejecutalasiguientesecuencia:• Mediante un monitoreo constante de

lainformaciónSCADAycomparandolos datos medidos en campo contrala configuración actual del SED, sedetecta automáticamente cuandoocurre un evento clasificado como“fuera de lo normal” o contingencia,elcualpuededeberseaunafallaoaundisturbioenlareddedistribución.

• Cuandouneventoesdetectado,auto-máticamente se muestra al Operadorun mensaje informando la situaciónconelcircuito involucradoyelSimu-lador del SED solicita confirmaciónparalaejecucióndelosalgoritmosdelSistemaExperto.

• Si el Operador ignora o cancela elaviso, se cancela la ejecución automá-ticayelSimuladordelSEDregresaasu operación normal (para el caso demaniobrasplaneadasoapertura/cierrederestauradores).

• Si el Operador confirma que es unevento“fueradelonormal”ocontin-gencia,elSimuladordelSEDlesolicitaubicarlafallaenlareddedistribucióny elabora el “escenario de la falla”,dejando a la herramienta de análisisNEPLANsinactualizaciónautomáticadedatosSCADA.

• ElSimuladordelSEDhaceusodelmódulode“Estrategiaderestauraciónóptima”delaherramientadeanálisisNEPLANparaobtenerlaevaluacióntécnicaderestaura-ciónconsiderando4criteriosobjetivo.

• ElSimuladordelSEDtomalarespuestadelaherramientadeanálisisNEPLANylosemitealSistemaExperto.

• ElSistemaExpertorecibelapeticióndeejecuciónjuntoconlainformacióntécnicadepuradadelascuatroopcionesderestauraciónyaplicadoscriteriosdeanálisis:–ConbaseenunalgoritmodeRazonamientoBasadoenCasos(CRB),encuentraal“vecinomáscercano”de lasoluciónóptima(ceropérdidas, toda lacargarecupe-rada,sinviolacionesdecargabilidadovoltajes,etc.).

–Evalúala“cercanía”decadaunadelascuatroalternativastécnicasylascalifica.–Recuperalalistadeclientesimportantesquequedaránfueradeservicioduranteelprocesoderestauraciónycalculaun“índicedefactibilidad”decadaplan.

–Secalculaun“índicederecomendacióntotal”yseemiteunarespuestaalSimuladordelSEDconelresultadoobtenido.

• ElSimuladordelSEDobtienelarespuestadelSistemaExperto,emitelarecomenda-ciónalOperador incluyendola listacompletadeclientes importantesquequedaránfueraduranteelprocesoderestauración.

• AlmismotiempoqueelSimuladordelSEDsolicitalaejecucióndelSistemaExperto,tambiéninicialaconsultadeotrossistemasexternosconinformaciónhistóricaopera-tivaydefallas, talescomoelSIADySIPASD(tambiénesposibleconfigurarotrossistemas), el resultado de las consultas se muestra como gráficas de tendencias ylistadosde fallasde todos losequiposyparámetros involucradosen la fallayen larestauración(voltajes,corrientes,potenciarealyreactiva,etc.).

• ElOperador,conbaseenlainformaciónmostrada,suexperienciaycriterio,tomaladecisióndelaestrategiaaseguirylaseleccionaenlaherramientadeanálisisNEPLANparaqueseaguiadoencadaunadelasmaniobrasaejecutar.

• La herramienta de análisis NEPLAN continúa con la ejecución de su módulo de“Estrategiaderestauraciónóptima”ymuestraalOperadorlasecuenciadeaperturasycierresdeinterruptoresparaaislaryrepararlafalla,asícomoparanormalizarlareddedistribución.

• Enelprocesoesposible consultar los indicadoresde la falla, tales como: carganorecuperada,perfilesdevoltaje,índicesdecargabilidad,entreotros.

• Unavezconcluidaslasmaniobrasderestauracióndelafalla,seconcluyelaejecucióndelmódulodelSistemaExpertoyelSimuladordelSEDcontinúaenlíneaconectadoalSCADAconlainformaciónadquiridaencampo.

Figura4.PantallasdelSimuladordelSEDconresultadosdelSistemaExperto.

93



Resultados

ElSimuladordelSEDseencuentrainstaladoenlaCFEenlaZonaTampicoensuconfi-guraciónZonalyen laDivisiónGolfoCentroensuconfiguraciónRegional.Desdesuinstalación en diciembre de 2008 se han realizadomediciones de su uso y beneficios,llegandoalassiguientesconclusiones:• El Simulador del SED en la Zona Tampico y en la División Golfo Centro se

encuentraoperandoconlaredeléctricarealyactualizadaenmododediagramasunifi-lares,incluyendolasreconfiguracionesycambiosensubestaciones(modificacionesynuevas).

• ElSimuladordelSEDcuentacondatosSCADAentiemporealyregistrohistóricoconfiable.

• En caso de fallas en la red, el Simulador del SED genera estrategias de restableci-mientosimilaresalasaccionesquetomaunOperadorexpertopararesolverlasitua-ciónpresentada.

• Encasodefallasenlared,elSimuladordelSEDcalculaymuestrainformacióndevalorparaelOperador,hastaahoranosecontabaconalgunaherramientadesoftwareomediosde acceso eficientepara evaluar la informaciónde cargasno recuperadasdurantelareparacióndelafalla,declientesimportantesafectadosydelimpactodelafalla,asícomodelcomportamientooperativobasadoenlosdatosdemediciónrealenalimentadores.

• El registro histórico del Simulador del SED permite contar con una herramientaconfiableparaelanálisisdemaniobrasejecutadasylaplaneacióndelasnuevasmanio-brasbasadasendatosrealesmedidosporelsistemaSCADAdelaZona.

Figura5.CentrodeControldeDistribucióndelaZonaTampicodelaCFEconelSimuladordelSEDinstalado.

• ConelregistrohistóricodelSimuladordelSED,sehanpodidovalidarmanio-bras previamente ejecutadas conside-rando la situación real que prevalecíaenelmomentodelamaniobra,loquepermitirá en el futuro incrementar elnivel de certeza de éxito yminimizarlaincertidumbreoposibilidaddeerrorenlamaniobraporviolacióndelímitesfísicos y operativos del equipo eléc-tricoydeconducciónenlared.

Desempeño

En operación normal el Simulador delSEDpermiterealizaranálisisdelibranzasreales de bancos de transformadores enun lapso de 30 minutos, incluyendo ladocumentaciónde soporte a lamaniobra(este proceso puede tomar de maneranormal hasta dos semanas, considerandoherramientas y procedimientos manualesenCentrosdeControldeDistribuciónsinelSimuladordelSEDinstalado).

94


Encontingencia,encasodeunafallaodisturbioenlared,eleventosedetectaautomá-ticamenteenmenosde10segundos(tiempoconfigurableparaoperaciónreal).Apartirde laubicaciónde la falla el algoritmocompletodel SistemaExperto se ejecuta en35segundosygenera recomendacionesde restablecimiento similares a lasqueobtieneunOperadorexpertoconmásde10añosdeexperienciaenlaredbajoanálisis.Enunlapsode3minutossemuestranlascurvasoperativas,históricodefallasymantenimientosdeloselementosbajofallaydeaquellosquepuedanapoyarenelprocesoderestauración.

LainsercióndedatosSCADAalaherramientadeanálisisNEPLANserealizaenmenosde1segundoconsiderando1,000valoresmedidosanalógicosydigitales.

Beneficios

• ElSistemaExpertoactúacomounOperadorconmuchaexperienciaenlaconfigura-ciónyoperacióndelSED.Además,apoyaalOperadorrealconinformaciónadicionalocomplementariaparalatomadedecisionesenelmomentomismodelafalla.

• En la recomendación de restauración se consideran parámetros o criterios quenormalmentenosonfácilesdeevaluar,talescomopérdidasoperfilesdevoltaje.

• Enlarecomendaciónderestauraciónseconsideralaposiblecombinacióndemúlti-plesfallasocurridasdemanerasimultáneacomoenelcasodeatencióndecontingen-ciaspordesastresnaturales.

• ElSimuladordelSEDmuestratendenciasdevoltajes,corrientesypotenciaparaqueelOperadorevalúeelperfildeloselementoenfallaydelelementodeapoyoalarecu-peracióndecarga,durantelareparacióndelafallayhastalanormalizacióndelSED.

Figura6.CentrodemonitoreoyanálisisdelSEDenlaDivisiónGolfoCentrodelaCFEconelSimuladordelSEDinstalado.

• El Simulador del SED se encarga derecuperar los datos históricos opera-tivos y de fallas de forma automá-tica, los presenta de forma gráfica yevita que el Operador pierda tiempoen su recuperación y formateocorrespondiente.

• La interfaz gráfica de usuario (GUI)considera criterios de usabilidad paraminimizarlainteraccióndelOperadory mostrar ágilmente los resultadosobtenidos.

• Por su definición de arquitectura, elSimulador del SED fue desarrolladoconlafilosofíadelModeloCIM,esta-blecido por las normas IEC 61968 eIEC 61970. Actualmente su modeloestáintegradoalaarquitecturaeinfra-estructura de interoperabilidad deSistemas de Gestión de la Distribu-ción(DMS)paralaCFEyestásiendousado para la generación y validacióndePerfileseInstanciasCIM/XML.

95



Conclusiones

ConelproyectodelSimuladordelSED,sedemuestraqueenMéxicosí esposibleeldesarrollodeproductos tecnológicosconaltogradodeinnovación,queimpactendemanera positiva en los procesos sustan-tivos del suministro de energía eléctrica.Actualmente el Simulador del SED estáapoyando el desarrollo de las actividadessustantivas de los Operadores del SEDen la Zona y División en que se insta-laron, así como el proceso de análisisy propuestas de mejora, por ejemplo,sustentar una reconfiguración con elobjeto de minimizar pérdidas e incre-mentarlaconfiabilidad.

El Simulador del SED integra diversastecnologías y productos que han demos-tradoenconjuntoserunasoluciónparaelmejoramiento de los objetivos operativosdelSED.

ReferenciasA. Espinosa, A. Quintero, et. al., Especificaciónfuncional del simulador, documento interno IIE/GSP/13155/01/P,Junio2006.

A. Espinosa, A. Quintero, et. al., Evaluación depaquetes comerciales, documento interno IIE/GSP/13155/02/P,Octubre2006.

A. Quintero, A. Espinosa, et. al., Especificacióndel módulo experto para la emisión de recomen-daciones de operación, documento interno IIE/GSP/13155/10/P,Octubre2006.

F. Borjas, A. Espinosa, A. Quintero, B. Sierra, R.Torres A., An architecture for integrating an ExpertSystem with NEPLAN in a DMS/EMS operationalenvironment, Proceedings of the 2009 IEEE Inter-national Conference on Systems, Man, and Cyber-netics, San Antonio, TX, USA, October 2009, pp.2280-2284.

L.Matías,A.Espinosa,A.Quintero, J.delRazo,B.Sierra,Desarrollos y aplicaciones de nuevas tecnologíasen los sistemas de administración de la distribución dela energía eléctrica, IEEE - 21ª reunión de veranode potencia, aplicaciones industriales y exposi-ción industrial, RVP-AI/2008, Acapulco Guerrero,México,del6al12dejuliode2008.

A. Espinosa, A. Sánchez, A. Quintero, Sharedmemory in Win32 for systems integration using filemapping, The 2nd International Symposium onEnergy, Informatics andCyberneticsEIC’06, Inter-national Institute of Informatics and Systemics– IIIS and Energy Institute of The Americas. July16-19,2006,Orlando,Florida,USA.

A.Espinosa,A. Sánchez, J.M. Suárez,A.Quintero,A strategy to integrate legacy systems, 15th Interna-tionalConferenceonSoftwareEngineeringandDataEngineering SEDE-2006, International Society forComputers and Their Applications ISCA. July 6-8,2006,LosAngeles,California,USA.

A.Sanchez,A.Espinosa, J.M.Suarez,Anstrategytoshare data among multi-platforms process informationsystems, IEEE Electro/Information TechnologyConference, May 22-25, 2005, Lincoln, Nebraska,U.S.A.

Reconocimientos

Losautoresquierenreconocerelesfuerzode las siguientespersonasquedemaneraincondicional apoyaron el desarrollo delproyectodelSimuladordelSED:

IIE: Alejandro Villavicencio Ramírez,Heidi Barrera Monje, Eider AmoresCampos,VeneciaZambranoDomínguez,CarlosUribeBlancoyLuísEleazarMatíasPérez.

CFE:JoséG.DelRazoContreras,HéctorPérez Escamilla, LeopoldoMezaOlvera,Rafael Torres Cervantes y FranciscoGallardoRodríguez.

GERS: Claudia X. Granada y César A.Gallego.

96


ALFREDOESPINOSAREZA[[email protected]]Vercurrículumenlapág.55.

AGUSTÍNQUINTEROREYES[[email protected]]Ingeniero Electrónico en Instrumentación, egre-sado del Instituto Tecnológico de CiudadGuzmánen1987.MaestroenCienciasde laElectrónicaconespecialidadenControlporelCENIDETen1990,año en el que también ingresó a la Gerencia deSupervisióndeProcesosdelIIE,dondehatrabajadoprincipalmenteeneláreadedesarrolloeintegraciónde sistemas para centrales generadoras de energíaeléctrica. Ha dirigido proyectos de especificación,diseño, desarrollo y/o evaluación de sistemas parala automatización de procesos industriales. Llevóa cabo el desarrollo e implantación de un sistemainteligente de ayuda para la operación de unidadestermoeléctricas, en el cual incursionó en el área deinteligencia artificial para el desarrollo de sistemasbasadosenconocimiento.

RAÚLGARCÍAMENDOZA[[email protected]]IngenieroMecánicoElectricistaconespecialidadenElectrónica por la Facultad de Estudios SuperioresCuautitlán,delaUniversidadNacionalAutónomadeMéxico en 1988.Maestro enCienciasComputacio-nalesdel InstitutoTecnológicoydeEstudiosSupe-rioresdeMonterreyen1997.IngresóalIIEen1990,dondehadiseñado,desarrolladoeintegradosistemasde información en tiempo real, para la supervisión,control y diagnóstico de procesos relacionados conla generación, transmisión y distribuciónde energíaeléctrica. Actualmente colabora en el desarrollo dela arquitectura e infraestructura de interoperabi-lidadsemánticasoportadaporelmodeloCIM,parasistemasde informaciónenelcontextode ladistri-bucióndeenergíaeléctricadelaComisiónFederaldeElectricidad.

TITOMANUELCALLEROSTORRES[[email protected]]Licenciado en Informática egresado de la Univer-sidad Autónoma del Estado de Morelos en 2004.IngresóalaGerenciadeSupervisióndeProcesosdelIIE en 2006.Haparticipado enproyectos de espe-cificación,diseñoydesarrollodeinterfacesdedatosdeinformacióngeográfica,históricayoperativaparael Simulador del Sistema Eléctrico de Distribución(SimSED),asícomoenelprocesodeadopción,usoy explotación del Modelo CIM (Modelo de Infor-mación Común) definido en las normas IEC61968e IEC61970,mediante el desarrollo de adaptadoresCIMenmodoestáticoydinámico.

Reseña histórica de Sistemas Eléctricos

Documents

Transcript of Reseña histórica de Sistemas Eléctricos