Aplicación Práctica / Practical Issues
Recibido: 17-10-2019, Aprobado tras revisión: 20-01-2020
Formato sugerido de citación: Rosés, R.; Cartestia, D.; Gizzi, G. (2020). “Implementación de Aplicaciones EMS en un Sistema
de Subtransmisión”. Revista Técnica “energía”. No. 16, Issue II, Pp. 19-28
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2020 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Implementation of EMS Applications in a Subtransmission System
Implementación de Aplicaciones EMS en un Sistema de Subtransmisión
R.E. Rosés1 D. R. Cartestia1 G. F. Gizzi1
1Instituto de Energía Eléctrica, Universidad Nacional de San Juan, San Juan, Argentina
E-mail: rroses@iee-unsjconicet.org; dcarestia@iee-unsjconicet.org;
ggizzi@iee-unsjconicet.org
Abstract
The tasks performed for the implementation of EMS
Applications in a Control Center of a
subtransmission and distribution electrical company
in the voltage levels of 132 kV and 33 kV in
Argentina are described. In the Control Center it is
desired to supervise up to the 500kV voltage level in
equipment of neighboring electrical companies.
The implementation is carried out through the
ProSOL System, which provides a platform for
managing a real-time database that integrates EMS
Applications into SCADA systems in Control
Centers of Transmission and Subtransmission
Electrical Networks, and aims at monitoring tasks
and safety evaluation of the operation in real time.
In Study Mode various tasks are performed for the
generation and tuning of the database; the analysis
of the measurement topology and the adjustment of
electrical parameters.
The difficulties of the implementation are presented
and recommendations are given to facilitate this type
of task in Control Centers.
Index terms EMS, SCADA, Control Center, State
Estimator, Subtransmission
Resumen
Se describen las tareas realizadas para la
implementación de Aplicaciones EMS en un Centro
de Control de una empresa eléctrica de
subtransmisión y distribución en los niveles de
tensión de 132 kV y 33 kV en Argentina. En el
Centro de Control se desea supervisar hasta el nivel
de tensión de 500kV en equipamiento de empresas
eléctricas vecinas.
La implementación se realiza mediante el Sistema
ProSOL, el cual brinda una plataforma de manejo
de una base de datos de tiempo real que integra
Aplicaciones EMS en sistemas SCADA en Centros
de Control de Redes Eléctricas de Transmisión y
Subtransmisión, y tienen como objetivo tareas de
vigilancia y de evaluación de seguridad de la
operación en tiempo real. En Modo Estudio se
realizan diversas tareas para la generación y puesta
a punto de la base de datos; el análisis de la topología
de medición y el ajuste de parámetros eléctricos.
Se presentan las dificultades de la implementación y
se dan recomendaciones para facilitar este tipo de
tarea en Centros de Control.
Palabras clave EMS, SCADA, Centro de Control,
Estimador de Estado, Subtransmisión
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Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
1. INTRODUCCIÓN
Las aplicaciones EMS brindan a los operadores de
los Centros de Control de Sistemas Eléctricos
información sobre el estado de funcionamiento de la red
eléctrica, que complementan la información disponible
a través del sistema de telemedición del SCADA.
Las aplicaciones EMS implementadas se
desarrollaron en el IEE-UNSJ durante la década del 80
y 90 [1,2,3,4,5,6]. Incluyen las tareas de configuración
de la red, de estimación de estado, detección de
mediciones erróneas, vigilancia de valores límites,
indicación de violación de alarmas, y de evaluación de
la seguridad de la red ante cortocircuitos y ante
contingencias en elementos de transmisión y
generación.
Estas funciones se ejecutan en tiempo real en el
servidor de aplicaciones sobre una plataforma con
procesadores Intel y Sistema Operativo Windows y
acceden a la información telemedida de valores y
estados de la base de datos de tiempo real del SCADA a
través de una red LAN del Centro de Control.
Se implementan las aplicaciones EMS en un sistema
SCADA de cualquier proveedor.
Las tareas de Implementación son diversas pero la
más importante es la recopilación de datos de la red
eléctrica y los datos de medidores y es la que presenta
mayores desafíos por la validación de los mismos.
2. APLICACIONES EMS
2.1. Objetivos
Las aplicaciones EMS son funciones que permiten
determinar el estado de funcionamiento de todo un
sistema de suministro de energía eléctrica y realizan la
evaluación de seguridad, lo que permite a los
operadores contar con información adicional a la
disponible en los centros de control a través del
SCADA. Permiten advertir a los operadores de
situaciones potencialmente peligrosas y tomar
decisiones para mejorar la seguridad, mediante acciones
correctivas y/o preventivas.
Los beneficios de la implementación de las
funciones EMS en tiempo real sobre el SCADA
permiten hacer los Controles Correctivo y Preventivo y
en modo estudio permiten realizar tareas de
optimización de la topología de medición y detectar
errores de medidas y de parámetros eléctricos de líneas
y transformadores.
Las aplicaciones EMS disponibles a través de la
Plataforma ProSOL (Proyecto “State On Line”) son las
siguientes:
2.2. Configurador de Estado de Red
El Configurador de Estado de Red con la
información estática de la red eléctrica y la información
on-line del estado de los elementos de maniobra del
sistema, determina los elementos de la red que están en
funcionamiento y la relación entre ellos. Se establece la
asociación de los elementos de medición con los
componentes de la red activos y analiza la
disponibilidad de las mediciones. Identifica la existencia
de islas eléctricas; la separación de subestaciones;
clasifica los nodos en nodos pasivos, de generación y de
carga; etc.
El algoritmo de cálculo de la configuración
topológica se basa en el procesamiento de un conjunto
de listas entrelazadas [5], y es totalmente independiente
de la configuración real de cada subestación, a
diferencia de otros métodos de configuración, que
requieren la identificación de esquemas clásicos [7],
tales como: Interruptor y medio, bypass, acoplamientos
longitudinales, etc. y por lo tanto no es necesario
generar elementos ficticios para lograrlas.
Los resultados del Configurador de Estado se
utilizan en el resto de las aplicaciones EMS y se
almacenan en la base de datos de tiempo real, lo que
permite realizar consultas para hacer el análisis
topológico que permiten indicar entre otros:
Elementos de maniobra en estado no normal.
Elementos de maniobra que energizan líneas o
transformadores.
Elementos de maniobra que vinculas islas activas
y/o inactivas.
Elementos de maniobra que conectan cargas.
Cargas no energizadas
Ramas fuera de servicio.
Etc.
Este conocimiento permite realizar tareas para el
restablecimiento del sistema. Además asisten durante el
proceso de puesta a punto de la base de datos.
2.3. Estimador de Estado
El programa Estimador de Estado procesa valores de
mediciones en tiempo real para obtener la mejor
estimación del estado de funcionamiento de todo el
Sistema mediante la estimación de la magnitud y ángulo
de fase de las tensiones de todos las barras [1,2,3,4]. El
estado estimado de funcionamiento constituye una base
de datos en tiempo real confiable y completa, con
información sobre todas las magnitudes eléctricas
medidas y no medidas para ser utilizada por el resto de
funciones de seguridad. El estimador de estado brinda a
la vez información sobre la existencia de mediciones
erróneas y de mediciones faltantes, mejorando la
precisión de la función de supervisión del sistema. Se
basa en el método de los Mínimos Cuadrados
Ponderados Completo [3] y utiliza el método de los
residuos normalizados para detectar e identificar las
mediciones afectadas de grandes errores. Corrige las
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Rosés et al. / Experiencia de Implementación de Aplicaciones EMS en un Sistema de Subtransmisión
mediciones erróneas utilizando valores de reemplazo.
Esta funcionalidad es más eficiente cuanto mayor sea la
redundancia de mediciones.
Los equipos de medición son propensos a tener
errores de medida que son catalogados por la clase del
medidor y se caracteriza mediante la desviación
estándar propia de cada medición. Así las mediciones
con menor desviación estándar tienen mayor peso con
respecto a otras medidas de mayor desviación estándar.
Un Sistema Eléctrico es observable desde el punto
de vista del Estimador de Estado cuando la cantidad de
mediciones y la distribución de las mismas es la
adecuada. El Estimador de Estado determina las
situaciones de inobservabilidad debido a la pérdida o a
la no existencia de una o más mediciones [4] y restituye
la observabilidad del sistema con la inserción de un
número mínimo de mediciones con un procedimiento
automático; permitiendo de esta forma la continuación
del proceso de estimación [8].
Realiza un chequeo de límites (de corriente y de
tensión) con indicación de alarmas en todos los valores
estimados hayan sido medidos o no.
La salida del estimador incluye las siguientes
magnitudes eléctricas:
Valores estimados de las magnitudes y ángulos
de fase de las tensiones, y estimación de los
valores de inyección (balance entre carga y
generación) de potencia reactiva y activa en
todas las barras del sistema.
Estimación de los valores de potencia activa y
reactiva y de corriente en cada rama de la red.
Pérdidas estimadas de potencia activa y reactiva
en la red.
La utilización sistemática del Estimador de Estado
en Modo Estudio permite la detección de medidores con
errores de medición, y en función de la clase de los
instrumentos de medición determinar el peso que la
medición tiene en el cálculo, a través de la desviación
estándar de la medida. Igualmente se pueden detectar
errores en los parámetros eléctricos de las líneas y
transformadores, cuando se ha comprobado que las
mediciones son correctas. De esta forma mediante un
procedimiento de medición en campo, se pueden
determinar los valores de medición correctos y si el
Estimador de Estado arroja errores en las mediciones
y/o los valores estimados difieren sustancialmente de las
mediciones, se debe a errores en los parámetros
eléctricos, que pueden ser ajustados.
El Estimador de Estado permite el uso de
seudomediciones, por ejemplo en nodos pasivos, y
nodos con compensación que mejoran la topología de
medición, la observabilidad y la redundancia.
Una de las ventajas del Estimador de Estado que se
aplica en esta Implementación es la de obtener valores
estimados vinculadas a equipamiento que no está bajo
supervisión del Centro de Control debido a que
pertenecen a empresas eléctrica vecinas.
2.4. Análisis de Cortocircuito
Una de las tareas a realizar en la vigilancia de la
seguridad de la operación es supervisar que las
potencias de cortocircuito, que puedan producirse en
casos de falla en el sistema, no superen los valores
máximos admisibles de los componentes. En el cálculo
de cortocircuito se utiliza una metodología de cálculo de
corrientes y potencias de cortocircuito basada en las
Normas Alemanas VDE 0102, donde:
Se desprecian todos los componentes
transversales no motóricos (capacidades de
líneas, compensadores, cargas, etc..)
Las redes vecinas son consideradas como fuentes
de generación.
Se consideran puras todas las impedancias de los
componentes.
Se considera resistencia de falla cero. (caso más
desfavorable)
Se aplica el método de Takahashi que permite
obtener la Impedancia de Thevenin en cada nodo del
sistema y que corresponde a los elementos diagonales
de la matriz inversa de la matriz de admitancia nodal [9]
Este procedimiento de cálculo es extremadamente
rápido e inmune a mal condicionamiento de la matriz de
admitancia nodal.
Se realiza la verificación de las corrientes y
potencias de cortocircuitos para determinar violaciones
y generar las alarmas correspondientes.
2.5. Flujo de Carga
Consiste en determinar el estado de funcionamiento,
basándose en el estado actual del sistema eléctrico,
utilizando el método de Newton-Raphson completo [6].
Se utilizan los valores estimados de tensión, ángulo,
carga y generación obtenidos por el Estimador de
Estado. Se verifican las violaciones de tensión y de
corriente que se producen y se generan las alarmas
correspondientes. Es importante destacar que por las
características de un sistema de subtransmisión no es
posible utilizar métodos de cálculos, tales como el
Método Desacoplado Rápido [10], ya que no se
cumplen las hipótesis simplificativas de los mismos.
2.6. Análisis de Contingencias.
Permite estudiar el comportamiento del sistema,
partiendo del estado actual de funcionamiento para
verificar si se presentan violaciones de tensión y de
corriente y generar las alarmas respectivas ante la
pérdida de un elemento de transmisión (línea o
transformador) y de generadores. Es posible simular
contingencias en todos los elementos de transmisión del
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Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
sistema y se generan tablas con resultados para cada
contingencia, para determinar las consecuencias de cada
contingencia y determinar el grado de severidad de las
mismas, permitiendo clasificarlas en Seguras, Inseguras
y Severa, y determina la carga que se pierde ante cada
contingencia o si se produce la separación del Sistema
en dos islas.
El algoritmo de análisis de contingencia utilizado es
robusto ya que siempre se llega a la convergencia, aun
en los casos de contingencias severas, evitando los
problemas típicos de convergencia en el cálculo [6].
3. METODOLOGIA DE IMPLEMENTACIÓN
Para la implementación de las aplicaciones EMS en
el SCADA se completan los siguientes pasos:
Definición de la cantidad de licencias de uso y
puestos de trabajo. Se implementan dos licencias,
una para la ejecución en Tiempo Real y otra para
el modo estudio.
Determinación de cantidad de subestaciones del
Sistema Eléctrico, tengan o no Terminales
Unidades Remotas (RTU), para definir el tiempo
requerido para la Implementación.
Definición del Sistema de Comunicación con el
SCADA.
Reunión con los responsables de la información
de la empresa eléctrica con el objetivo que
conozcan las funciones del sistema y
Aplicaciones EMS y especificar la información
requerida.
Recopilación de información del sistema
eléctrico para la Implementación de la Base de
Datos Estática.
Esto incluye la siguiente información:
Diagramas unifilar del Sistema Eléctrico.
Diagrama unifilar de las subestaciones con
detalles de conexión.
Parámetros eléctricos de líneas y
transformadores.
Ubicación y tipo de mediciones disponibles en el
SCADA.
Vínculos entre el SCADA y los elementos de
maniobra, las mediciones y las alarmas.
Generación y puesta a punto de la Base de Datos
Gráfica Estática, esta tarea se realiza con un
módulo especialmente desarrollado.
Pruebas de funcionamiento para comprobar la
correcta modelación del sistema eléctrico, y en
función de las mediciones existentes, determinar
los límites de modelación para la estimación.
Elaboración de Documentación.
Instalación en el Centro de Control.
Pruebas de Funcionamiento On-Line
Capacitación a los usuarios.
3.1. Comunicación con el SCADA
Se tuvo como premisa que el conjunto de
aplicaciones EMS, funcionaran con total independencia
del sistema SCADA. Esto es posible gracias a que el
sistema operativo cuenta con sistemas de
comunicaciones entre procesos de fácil implementación
(DEE, ActiveX, OLE Automation, etc); y a que los
Sistemas SCADA poseen componentes diseñados para
facilitar la comunicación y por ende la integración de
aplicaciones de terceros, un ejemplo es el OPC (OLE
for Process Control) que es un estándar de
comunicación en el campo del control y supervisión de
procesos, que permite que diferentes fuentes (Servidores
de OPC) envíen datos a un mismo Cliente OPC. De este
modo se elimina la necesidad de que todos los
programas cuenten con drivers para dialogar con
múltiples fuentes de datos, es suficiente que tengan un
driver OPC [11]. Algo similar propone la norma IEC
61580 [12].
Por otra parte las características de las RTU (Remote
Terminal Unit) actuales, permiten manejar la
información telemedida independientemente del
SCADA implementado, facilitando la integración
mediante el uso de los estándares mencionados, con
independencia de los protocolos de comunicación.
Sin embargo la mayoría de los proveedores
continúan con ciertas prácticas que limitan la
posibilidad de conectividad abierta, como una forma de
proteger sus desarrollos o para mantener cautivos a sus
clientes, y en el sistema eléctrico conviven RTU de
distinta generación.
Para la presente implementación la comunicación
entre las bases de datos de tiempo real del SCADA y las
aplicaciones EMS se utilizó un procedimiento de
intercambio de información con el SCADA mediante
archivos de texto sencillos que permiten traer del
SCADA el estado de interruptores y los valores medidos
de los medidores existentes. De igual forma se envían
los resultados del Estimador de Estado de todos los
nodos y ramas de la red.
3.2. Base de Datos
La base de datos de los sistemas SCADA es
utilizada por las funciones estándares de los mismos. En
el caso de las aplicaciones EMS y para asegurar la
portabilidad y un buen rendimiento, tanto en velocidad
como en consistencia del contenido, se diseñó una base
de datos que posee tres etapas:
3.2.1. Base de Datos Estática Gráfica (BDG)
Esta primera base de datos se obtiene mediante un
módulo que permite al usuario modelar e incorporar en
forma gráfica, la información del sistema eléctrico,
teniendo en cuenta la microtopología de las
Subestaciones. La Fig. 1 muestra la interface del
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Rosés et al. / Experiencia de Implementación de Aplicaciones EMS en un Sistema de Subtransmisión
Módulo BDEG. Este módulo se incorporó al ProSOL en
la presente implementación.
3.2.2. Base de Datos Estática (BDE)
La segunda base de datos es la BDE que está
formada por toda aquella información que no se
modifica durante el funcionamiento en tiempo real del
sistema eléctrico y que contiene datos propios de la red
eléctrica, tales como la topología, parámetros eléctricos,
límites de operación, características de los medidores,
configuración típica de operación, datos de
parametrización de las aplicaciones EMS y datos de
vinculación con el sistema SCADA. La Base de Datos
Estática está implementada en el formato Microsoft
ACCESS. Es una base de datos relacional con alto
grado de normalización, y puede ser manejada
directamente por el ambiente propio de ACCESS, ya
que se han definidos las relaciones entre las tablas y las
restricciones necesarias para asegurar la consistencia de
los datos. Aunque la forma más eficiente es mediante el
Módulo BDEG. (Fig.1)
Es posible disponer de distintas BDE según la
modelación deseada del sistema eléctrico. Además se
almacena un estado típico de funcionamiento para ser
utilizado como caso de estudio que permite la puesta a
punto. En la Fig. 2 se muestran las relaciones entre las
tablas de la BDE.
La BDE se obtiene partir de la BDG mediante el
módulo BDEG.
3.2.3. Base de datos de tiempo real (BDTR)
Finalmente la BDTR está formada por toda aquella
información de tiempo real que se va modificando
durante el funcionamiento del sistema SCADA y de las
aplicaciones EMS. La BDTR se obtiene utilizando un
módulo que procesa, fuera de línea, la información
contenida en la BDE y obtiene un conjunto de tablas
con un formato más adecuado a los requerimientos del
procesamiento en tiempo real, generándose un conjunto
de tablas indexadas que permiten mayor velocidad de
procesamiento.
Realizando copias de esta Base de Datos se pueden
realizar estudios posteriores en modo off-line.
Todo el procesamiento de estas bases de datos se
realiza utilizando sentencias SQL lo que permite un
manejo seguro mediante el motor de base de datos
utilizado.
3.3. Ejecución de las Aplicaciones EMS
Las Aplicaciones se ejecutan en Modo Estudio (Off-
Line) y en modo Tiempo Real (On-Line).
3.3.1. Modos de Ejecución de las Aplicaciones
Para la ejecución en modo On-Line de las distintas
aplicaciones se utiliza el módulo Coordinador, el cual
se encarga de determinar la aplicación y el momento
adecuado para su arranque, según el modo de ejecución
establecido.
Los modos de ejecución del Coordinador son:
Modo Inicialización: se ejecutan las aplicaciones
Configurador y Estimador para establecer un estado
inicial de funcionamiento de las aplicaciones. Luego
que se pasa automáticamente al Modo Cíclico.
Modo Automático: Se ejecutan las aplicaciones
solamente cuando se han producido cambios en el
estado de algún aparato de maniobra. Las aplicaciones
que se ejecutan son el Configurador y el Estimador.
Modo Cíclico: Se ejecutan periódicamente las
aplicaciones que se establezcan. Se define una pausa de
tiempo entre el momento que termina la ejecución de las
aplicaciones y el momento en que comienzan
nuevamente. Se pueden iniciar todas las aplicaciones o
solamente aquellas que sean de interés. Las aplicaciones
se ejecutan en un orden determinado: primero el
Configurador, luego el Estimador y finalmente las
restantes aplicaciones: Análisis Cortocircuito, Flujo de
Potencia y/o Análisis de Contingencia. En este modo
también está activo el Modo Automático.
Modo a Pedido: El usuario ejecuta la aplicación que
necesite, pero respetando el orden correcto. Es decir que
no se puede iniciar ciertas aplicaciones, si no han
terminado otras con anterioridad.
Modo en Reposo: El coordinador no realiza ninguna
acción.
3.3.2. Interface con el Usuario
En las Fig. 3 y 4 se muestran las interfaces de dos
aplicaciones EMS en Modo Estudio y la Fig. 5 muestra
la interface general del sistema ProSOL con el acceso a
los distintos módulos y aplicaciones; y la Fig, 6 muestra
la interface del módulo Coordinador.
El Coordinador una vez puesto en funcionamiento
no requiere atención por parte de los operadores.
3.3.3. Resultados
Los resultados de las aplicaciones se muestran en
diagramas unifilares que se definen en la Interface
Hombre-Máquina del SCADA, o en forma tabular
mediante consultas SQL definibles por el operador.
En la Fig 7 se muestran los resultados de las
aplicaciones en forma tabular y en la Fig. 8 los
resultados del Estimador de Estado en un unifilar
genérico que permite “navegar” por el sistema.
Cuando en la ejecución de cada aplicación se
determina la existencia de alarmas, habrá una indicación
de tal situación. En el caso particular del Configurador
de Estado se presenta la indicación de si el sistema
eléctrico bajo supervisión se ha separado en islas o
existen zonas aisladas sin energía.
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Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
Figura 1: Módulo para generación de la BDEG - Representación de un Subestación
Figura. 2: Relaciones Tablas de la BDE
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Rosés et al. / Experiencia de Implementación de Aplicaciones EMS en un Sistema de Subtransmisión
Figura 3: Interface de Aplicaciones EMS en Modo Estudio
Figura 4: Interface de Aplicaciones EMS en Modo Estudio
Figura 5: Interface general ProSOL, Off-Line
Figura 6: Coordinador de Aplicaciones, On-Line
Figura 7: Resultados Aplicaciones – Tabular
Figura 8: Resultados Aplicaciones - Unifilar Genérico
4. EXPERIENCIA DE LA IMPLEMENTACIÓN
El sistema ProSOL se ha implementado en diversas
empresas de transmisión y subtransmisión de Argentina,
Chile y Ecuador que operan subestaciones con distintos
niveles de tensión de hasta 500.0 kV. En algunos casos
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Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
los sistemas configurados poseen cerca de 90 nodos,
con más de 850 valores estimados.
Entre los beneficios que el uso del sistema ProSOL
brinda, se destaca que permite mejorar el sistema de
mediciones, al detectar mediciones erróneas o
mediciones con signo cambiado, y en algunos casos ha
permitido detectar errores en los parámetros eléctricos
de líneas o corregir la medición de la posición del TAP
de transformadores.
Las posibilidades de implementación son variadas,
dependiendo del sistema SCADA disponible en el
Centro de Control. Inclusive es posible la
implementación aun cuando no esté disponible un
sistema de comunicación con el SCADA. En este caso
la vinculación de datos entre el ProSOL y el SCADA es
a través de archivos de texto, generados cíclicamente y
que están disponibles en la red LAN.
Con cada implementación que se ha realizado en los
últimos años [13,14,15] se han incorporado mejoras y se
han detectado particularidades que cada sistema
eléctrico posee, que se han tenido en cuenta para el
éxito de la presente implementación.
La Fig 9 muestra un esquema del proceso de
implementación, la generación de las Bases de Datos, la
ejecución de las Aplicaciones y la vinculación con el
SCADA.
4.1. Inconvenientes en la implantación
Si bien el sistema ProSOL se entrega en la
modalidad “llave en mano” y por lo tanto se espera que
una vez instalado funcione sin problemas, se presentan
inconvenientes para la recopilación de datos, tanto por
estar desactualizados, como por contener errores. Esto
demora la implementación y la puesta a punto de las
Bases de Datos.
En el caso particular de esta implementación, como
era necesaria información de sistemas vecinos, que no
siempre están disponibles y actualizadas, se complica la
puesta a punto de la base de datos. Quedó en evidencia
que el proceso de implementación necesita de personal
de la empresa con distintas habilidades y con dedicación
y compromiso por el proyecto. Es importante que
participen de reuniones de capacitación y motivación.
También la vinculación con el SCADA requiere la
tarea de la implementación de diagramas especiales para
mostrar los resultados del Estimador que deben ser
definidos mediante la Interface Hombre-Máquina del
SCADA.
Figura 9: Esquema de Implementación
f(x)
Configurador
Estimador
Cortocircuito
Flujo
Contingencia
BDTR
BDTR
BDE
Unifilar
SCADA
MINERO
CANDELARIA
MAIPO
EERSSA
MACHICURA
PROCAR
T
ALTO JAHUEL
ProSOL
BDG
BDEG
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Rosés et al. / Experiencia de Implementación de Aplicaciones EMS en un Sistema de Subtransmisión
Las tareas relacionadas con la instalación del
software y la capacitación de los usuarios no presentan
inconvenientes, pero no se realizó la reunión previa con
los responsables de la información de la empresa
eléctrica. Es conveniente que dicha reunión y la
Capacitación se realice al comenzar la implementación
para motivar con las ventajas de las Aplicaciones EMS
y lograr que los usuarios se integren al proyecto para
optimizar la recopilación de información; realizar el
posterior mantenimiento y actualización de la Base de
Datos e interpretar los resultados de las Aplicaciones.
4.2. Topología de Medición
Debido a que el objetivo del Estimador de Estado es
determinar las tensiones en todos los nodos propios y en
algunos nodos de las empresas vecinas, es que la
topología de medición es muy dependiente de la
disponibilidad de algunas mediciones en equipamientos
que no están bajo la jurisdicción del Centro de Control.
Es conveniente disponer de mediciones obtenidas
mediante convenios entre las empresas participantes del
Mercado Eléctrico, a través del Centro de Control
Nacional, que concentra todas las mediciones del
sistema hasta los puntos de vinculación entre empresas.
El Estimador de Estado, funcionando en Modo
Estudio, determina cuáles son las mínimas mediciones
requeridas para tener observabilidad y las mediciones
adicionales para tener la redundancia de medición
necesaria para la detección de error de medición, o en el
caso de indisponibilidad de mediciones, y así determinar
buenos valores estimados.
La empresa no dispone de todas las mediciones
necesarias, especialmente en el equipamiento más
antiguo. Por lo que en Modo Estudio se determinan las
mediciones necesarias para poder incluir la estimación
de ese equipamiento y las zonas aledañas al mismo. Por
esta razón partes del Sistema Eléctrico no fue incluido
en la etapa inicial de implementación.
El estimador de estado resulta ser una herramienta
valiosa para detectar las mediciones faltantes para
completar una topología de medición adecuada.
Uno de los problemas que se detectaron fue la falta
de medición del TAP de algunos transformadores. En
este caso se detectan errores de medición; entonces se
introduce manualmente desde el SCADA otra posición
del TAP hasta que no existan errores de mediciones.
4.3. Modelación de la Red Eléctrica
El Estimador de Estado no permite la modelación
equivalente de partes de la red ya que existe una fuerte
vinculación entre las mediciones reales y los parámetros
eléctricos reales de líneas y transformadores. Por lo
tanto se debe evitar el uso de la modelación ficticia
equivalente.
4.4. Rendimiento de las Aplicaciones
Las aplicaciones EMS deben ejecutarse en un
tiempo de cálculo adecuado al uso en tiempo real en los
Centros de Control. Este tiempo es muy dependiente del
tamaño del sistema y de las características de la
computadora donde se ejecuten.
Si bien es conveniente que el tiempo sea lo menor
posible hay que tener en cuenta las limitaciones que los
SCADA tienen para realizar la recolección de los
estados y mediciones. Estas mediciones deberían ser
simultáneas, aunque en el Centro de Control no estarán
disponibles sino después de un cierto tiempo, pudiendo
existir desfajes de tiempo entre las mediciones. La
Tabla 1 muestra los tiempos típicos de cálculo para el
caso de un estado red de 90 nodos configurados y
utilizando una computadora con microprocesador Intel
CORE I7 7100 y con 8GB de RAM.
Se observa que el Análisis de Contingencia, donde
se simulan 123 contingencias, donde cinco de ellas eran
severa, requiere mayor tiempo de procesamiento y el
resto de la Aplicaciones poseen un bajo tiempo de
ejecución. Hay que destacar que un porcentaje
importante de los tiempos mostrado en la Tabla 1
corresponde a la manipulación de datos, especialmente
para el Configurador de Estado.
Tabla 1: Tiempo Típicos de Ejecución de Aplicaciones
Item
Modo
Tiempo
[s]
Configurador Estado
Estudio
0.515
Estimador de Estado
Estudio
0.187
Análisis de Cortocircuito
Estudio
0.036
Flujo de Carga
Estudio
0.051
Análisis de Contingencia
Estudio
3.282
Coord. Configurador y Estimador
On Line
0.587
Coordinador Todas las Aplicaciones
On Line
3.907
Para la correcta ejecución de las aplicaciones,
especialmente del Estimador de Estado, es conveniente
que el sistema se encuentre en un estado estable ya que
durante un proceso oscilatorio las mediciones no son
coherentes en el tiempo.
5. CONCLUSIÓN
Se ha descripto la implementación de aplicaciones
EMS en un Centro de Control de un sistema de
subtransmisión y distribución, para apoyar en las tareas
de supervisión y análisis de seguridad del sistema
eléctrico, cumpliendo con los tiempos requeridos en
tiempo real. Se optimiza la topología de medición y se
corrigen errores de parámetros eléctricos utilizando
aplicaciones EMS en modo estudio.
La implementación no ha cubierto todo el Sistema
Eléctrico por falta de información y de mediciones.
Se observa que, para disfrutar de los beneficios de
las aplicaciones EMS, se requiere la cooperación de
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Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
todos los actores para una implementación exitosa y con
continuidad en el tiempo, lo cual se lograr con un
adecuado proceso de motivación y capacitación.
REFERENCIA BIBLIOGRÁFICAS
[1] C. de la Vega, D. Colomé, R. E. Rosés, M. Benes,
J. Rivera. “Implementación de la Metodología de
Estimación de Estado en el Despacho Nacional de
Cargas para la Supervisión del Sistema
Interconectado Argentino” 3º RENASE, Bs. As.
agosto 1989.
[2] D. Colomé, R. Avelín, C. de la Vega y J. Rivera:
"Estimación de Estado: una Base de Datos
Confiable para el Control de Sistemas de Potencia".
Proceedings of the Conferencia latinoamericana del
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[3] D. Colomé, C. de la Vega, J. Rivera y L. Zurlo:
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[4] R. Avelín, C. de la Vega, J. Rivera y L. Zurlo: "La
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Redes en Tiempo Real y su Relación con la
Estimación de Estado": Ciencia Energética, Año
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[5] R. E. Rosés, C. de la Vega, "Metodología para la
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[6] R. E. Rosés, “Estudio de Algoritmos para el
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[15] R. E. Rosés, M.C. Giménez “Experiencia de
Implementación de Aplicaciones EMS en un
Sistema de Subtransmisión”, XIV ERIAC.
Encuentro Regional Iberoamericano de CIGRÉ,
mayo 2011 Ciudad del Este, Paraguay.
Rodolfo Edgar Rosés (San Juan,
Argentina, 1960). Es Ingeniero
Electricista y Doctor en Ingeniería
Eléctrica. Se especializa en
Análisis de funcionamiento de
Sistema Eléctricos, Operación en
Tiempo Real, Restauración de
Cargas, desarrollo de Software e
implementación de metodologías para operación de
Sistemas Eléctrico en Centros de Control con Sistemas
SCADA. Es Docente-Investigador en el Instituto de
Energía Eléctrica de la U. N. de San Juan y dicta cursos
de grado, postgrado y capacitación profesional.
Dario Reinaldo Carestía: (San
Juan, Argentina, 1980). Es
Ingeniero en Electrónica. Su
especialidad es el desarrollo de
Software de aplicación en el área
de Ingeniería. Forma parte del
equipo de desarrollo de software
del Instituto de Energía Eléctrica
de la UNSJ. Es docente e investigador de la misma
unidad. Se especializa en Sistema de Iluminación
Inteligente y Energéticamente Autónomo.
Guillermo Fernando Gizzi: (San
Juan, Argentina, 1976). Es
Programador Universitario. Su
especialidad es el desarrollo de
Software de aplicación en el área
de Ingeniería. Forma parte del
equipo de desarrollo de software
del Instituto de Energía Eléctrica
de la UNSJ. Es docente e investigador de la misma
unidad. Se especializa en la gestión de bases de datos en
sistemas de control automático de procesos.
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