Juan Ramón Guijarro Castro y Mariano Gaudó Navarro, Rresponsables del Centro de Operación y Centro de Control de Activos UFD Grupo Naturgy

Gracias al esfuerzo realizado en los últimos años con el despliegue de las redes inteligentes y en general de todas las nuevas tecnologías disponibles sobre la red de distribución eléctrica, estamos siendo capaces de mejorar, entre otros, nuestros procesos de atención al cliente, explotación de la red y mantenimiento de los activos.  La combinación de la infraestructura de telegestión desplegada junto con la automatización intensiva que la ha acompañado, así como el desarrollo de nuevas herramientas y análisis masivos con nuevos enfoques analíticos de información, están optimizando la gestión de la red de forma conjunta.

Mención especial recibe el envío de alarmas espontáneas procedentes de los sensores, contadores de telegestión, y elementos de supervisión instalados en los centros de transformación para mejorar la detección y localización de incidencias, tensiones, subtensiones, cargabilidad real y estimada, así como desequilibrios en la red.

Todo ello supone un reto en la operación de la red de baja tensión y en la optimización del ciclo de vida de los activos de la red. A través del proyecto SEDA (Segovia Distribución Avanzada) se han pilotado todos ellos con resultados satisfactorios, que han llevado a un despliegue progresivo al resto de la red reforzando la digitalización y la supervisión de un conjunto reducido de elementos representativos del conjunto de la red de baja tensión.

Mejoras en la operación
Venimos de un escenario intensivo de digitalización de las redes de distribución, conocido principalmente por el despliegue de los contadores inteligentes ya finalizado en 2018 por las compañías distribuidoras.

Estos equipos están registrando las curvas horarias (energías activas y reactivas) diariamente, las cuales son enviadas a la plataforma de telegestión para poner esta información a disposición de los usuarios conectados a la red eléctrica y resto de agentes (operador del sistema y comercializadoras).

La irrupción de la generación en media y baja tensión, así como escenarios de crecimiento rápido de infraestructuras de recarga del vehículo eléctrico hacen más que nunca necesario la utilización de simulaciones de comportamiento de la red considerando dichos escenarios, para los que información real horaria de consumos y generación disponible en los equipos de medida, permiten ser mucho más determinantes en la previsión de crecimiento y reforzamiento de la red.

Sin embargo, y tal vez menos conocido, en los últimos años, se ha llevado a cabo un ambicioso proyecto de automatización en la red de media tensión con la instalación de celdas, interruptores y reconectadores telecontrolados para mejorar la maniobrabilidad de la red desde el Centro de Operación de Red (COR). Esto ha venido acompañado de la definición de un Plan de Subestación Digital, para iniciar la modernización de las, ya de por sí, subestaciones totalmente automatizadas, pero que requieren de soluciones más abiertas (IEC-61850) y monitorización remota con objeto de mejorar la detección temprana de incidencias y garantizar el mejor ciclo de vida de los activos supervisados desde el Centro de Control de Activos (CCA)

Este horizonte de monitorización, así como la capacidad de gestión masiva de información y aplicación técnicas de analítica de datos hacen que los tradicionales procesos de gestión de la distribuidora, tales como lectura y operaciones sobre equipos de medida, atención telefónica, mantenimiento de activos, operación y planificación de red estén siendo optimizados.

Atención telefónica
En el caso de la atención telefónica, la incorporación de la telegestión en nuestra plataforma nos está permitiendo dar una respuesta más precisa a nuestros clientes cuando hay una incidencia en su suministro, bien por problemas en su instalación o bien por problemas en la red.

Esto es posible gracias a la sensorización de diferentes puntos de la red, que permiten saber la afectación agrupada de incidencias asociadas a una de carácter superior. Por tanto, desde la plataforma se dispone de toda esta información y se conoce con mayor precisión cuál es la posible causa que afecta a la falta de suministro individual o colectivo. Además, en la página web de UFD es posible conocer la incidencias y trabajos programados en la red de forma online.

Mantenimiento de activos
La gestión de activos se ha convertido en un reto en el que se encuentra inmersa UFD gracias a la sensorización. En sí misma la gestión de activos se ha realizado de forma tradicional por todas las empresas del sector, pero en los últimos años ha habido un salto diferencial debido a:

Capacidad de gestión masiva de datos y analítica de información histórica gracias a las filosofías cloud que están permitiendo extender el mapa de activos frente a un número reducido.
El alto grado de sensorización en todos los niveles de tensión, lo que permite que todos los activos sean susceptibles de disponer de su propio plan individualizado y su correspondiente índice de salud.
Importancia en una gestión eficiente para optimizar el Opex de la operación y mantenimiento de la red.
Con estos condicionantes, los activos a gestionar desde el punto de vista de mantenimiento avanzado dejan de ser exclusivamente aquellos críticos por la instalación en la que se encuentran, principalmente transformadores de potencia e interruptores, ambos en el ámbito de subestación, sino que se extiende a todos los activos, tanto “digitales”, como “convencionales” que en su conjunto permiten gestionar de forma integrada la red.

Mediante un esquema de mantenimiento basado en gestión del riesgo se está segmentando esta caracterización para transformadores, aparamenta, líneas, centros de transformación, sistemas PCI, protecciones, concentradores, equipos de telecontrol, equipos de comunicación y automatización, equipos de medida, equipos de descargas parciales, fuentes de alimentación, sensores de gases, sensores de temperatura, sistemas de monitorización integrales de transformador y descargas parciales, etc.

Por tanto, la estrategia del mantenimiento de los activos viene dada por:

Matriz de riesgo (probabilidad de fallo x impacto) en la que debe considerarse no sólo un impacto en el TIEPI, sino también en el Opex entre otros para determinar las actuaciones preventivas a realizar.
Monitorización del activo, que permite reajustar el activo en la matriz de riesgo gracias a la observación de variables que pueden indicar una mayor probabilidad de fallo.
Recurrencia, que permite determinar la actuación a realizar, bien sea preventiva o propuesta de inversión en un nuevo activo por recurrencia, tasa anómala o fin de vida útil.

Operación de Red
Desde UFD ha habido un plan intensivo de instalación de nuevos interruptores telecontrolados y reconectadores dotados con detectores de falta direccionales atendiendo a una arquitectura diseñada para mejorar la capacidad de maniobrabilidad ante incidentes y la posibilidad de pérdida de suministro.

La mejora en la operación de la red viene principalmente por la incorporación de la información procedente de estos elementos y la infraestructura de telegestión en la plataforma SCADA/ADMS (Advanced Distribution Management System)

Dentro del ámbito SEDA, proyecto ganador de la edición 2017 de la Plataforma EnerTIC, se incorporaron el envío online de eventos de pérdida de fase y neutro en baja tensión detectada por los contadores trifásicos con tecnología PLC PRIME para determinar cómo mejoraría la explotación de la red.

Actualmente, estos eventos se han extendido al resto de la red y están siendo gestionados en tiempo real por el centro de operación de red, permitiendo determinar con certeza, y en más del 45% de los casos sin necesidad de recibir la llamada de un cliente, el origen de la incidencia, pudiendo estar esta en la red de distribución, debido a actuaciones de terceros, condiciones climatológicas, animales, sobrecarga de la red, etc. o en la instalación del cliente, lo cual representa el ~25% de las causas.

Como complemento de este diagnóstico y mediante el uso de esta información ha sido posible mejorar la detección de incidencias con 24 minutos de antelación, mejorando la localización en un 162% con una mejora del 70% en la determinación de la afectación.