Comunicación presentada al VII Congreso Smart Grids
Autores
- Ángel Silos Sánchez, Power Services Business Developer, Schneider Electric
- Francesc Íñiguez Font, Medium Voltage Business Developer, Schneider Electric
Resumen
En esta última década el avance de la Smart Grid ha sido considerable y en la presente se va a ver abordado por nuevos retos como el autoconsumo y el vehículo eléctrico. A raíz de este nuevo escenario abierto sigue siendo el centro de transformación el punto neurálgico de la red de distribución eléctrica que va a tener que afrontar nuevos retos. En paralelo, el concepto de digitalización en la distribución eléctrica ha ido creciendo considerablemente en los últimos años potenciando la optimización del mantenimiento. Esta publicación mostrará la posibilidad de combinar magnitudes ambientales junto con las variables eléctricas con las que se permite definir el estado de envejecimiento de los activos, mostrando ejemplos en instalaciones de distribución eléctrica industrial y pruebas pilotos en centros de transformación de compañías eléctricas. Este hecho se une a la mejora tecnológica de corte en aire con la que se presenta una mejora respetuosa para el medio ambiente en los centros de transformación. Se abre, por tanto, la puerta para mejorar la gestión del centro de transformación optimizando así el mantenimiento de la red de distribución.
Palabras clave
Servicio digital, digitalización, activo, mantenimiento predictivo, centro de transformación, corte en aire.
Introducción
Durante esta última década se han presentado principalmente tres evoluciones considerables que están transformando la concepción del mantenimiento. La primera a destacar ha sido la evolución de las tecnologías de la información (information technologies, IT) ya que en su último estado ha permitido una recopilación de la información para su procesamiento en edge compunting y en cloud computing. Por otro lado, la explosión de Internet of Things (IoT) ha incitado el desarrollo de sensórica variada que ha permitido recoger variables que hasta ahora no se tenían presentes en el análisis de salud de los activos. Finalmente, el tercer punto ha sido la integración del conocimiento experto junto a algoritmos desarrollados en alto nivel tanto para predecir evoluciones atendiendo a situaciones anómalas para, en un segundo estadio, aportar una prescripción sobre el activo. Este hecho permite comprobar el valor de tratamiento del dato frente al beneficio de mantenimiento en el activo, que acaba conceptualizándose en un servicio digital.
Este nuevo paradigma que está surgiendo tiene múltiples campos de aplicación debido a que la conectividad de los diferentes elementos de un campo de aplicación puede realizarse de una forma heterogénea [1]. A partir de aquí se pueden establecer relaciones entre campos que hasta ahora se mantenían independizados. La posibilidad de desplegar sensores en los diferentes puntos de una infraestructura de distribución eléctrica ya sea centralizada o descentralizada y la fácil recolección de la información de los mismos, para ser tratada posteriormente en un sistema de análisis superior, induce una mejora significativa en el mantenimiento de las instalaciones. De esta manera se obtiene una visión holística de la instalación que permite una auditoría continua descubriendo así puntos de mejora, que ayudarán al usuario final en la toma de decisiones para definir futuras inversiones y su plan de mantenimiento.
En este artículo se presenta el concepto de gestión del activo para las redes de distribución eléctrica tanto para el sector eléctrico como el industrial. Aunque las necesidades en referencia a la producción en ambas situaciones pueden resultar diferentes, en la distribución eléctrica se presentan necesidades similares. La necesidad más importante es la disponibilidad eléctrica que permite la continuidad de la producción. Es el servicio digital el vector necesario para la gestión de estos activos que permite definir y completar el mantenimiento tradicional dotando al activo de la prescripción necesaria para alargar su vida útil, conociendo al mismo tiempo su estado de envejecimiento. A través de ejemplos se mostrarán los desarrollos efectuados por Schneider Electric en cuanto a la digitalización, servicios digitales y la tecnología de corte en aire para interruptores de Media Tensión (MT).
Evolución del mantenimiento en la distribución eléctrica
El mantenimiento en las instalaciones de distribución eléctrica empezó en un primer estado como mantenimiento focalizado a un hecho correctivo. A medida que surgía alguna problemática se realizaba esa acción correctiva con el objeto de solucionar el problema lo antes posible. Este hecho limitaba mucho la continuidad de producción ya que una corrección podría suponer una parada parcial o completa de la producción [2].
A medida que esta situación fue detectada, los departamentos de mantenimiento de las industrias y de las compañías eléctricas empezaron a establecer planes de mantenimiento con el objeto de, regularmente, realizar una verificación de sus dispositivos ya fuese en una parada programada o a través de inspecciones rutinarias o paradas parciales en las diferentes partes del sistema [3]. Los fabricantes de equipos de distribución eléctrica establecieron tiempo atrás diagnósticos específicos de sus productos replicando exactamente el ensayo final que se realiza en el control de calidad. Este hecho aseguraba que el dispositivo eléctrico se encontraba en perfectas condiciones para realizar sus funcionalidades en el mismo momento en que fue fabricado [4]. Con esta serie de ensayos se podía realizar un avance importante en el plan de mantenimiento asegurando una fiabilidad de la instalación principalmente en los puntos críticos.
El mantenimiento predictivo se ha desarrollado a través de la implantación de sensórica y de establecer condiciones entre los diferentes datos recogidos. A partir de esto, al cabo de una serie de periodos se puede llegar a determinar un patrón que modela el activo y su entorno. El hecho de poder recolectar diferentes variables durante un tiempo permite realizar un análisis profundo del estado de la instalación y plantear diferentes análisis con el objeto de detectar problemas o mejoras sobre el activo o la instalación. Este nuevo procedimiento se conoce como mantenimiento prescriptivo. Esto permite al usuario focalizarse en los puntos importantes de mantenimiento a realizar para conseguir mantener el nivel de fiabilidad adecuado que le permitirá una continuidad del proceso.
En la figura 1 se pueden ver los diferentes tipos de mantenimiento que se han ido llevando a cabo en la distribución eléctrica. El uso de un mantenimiento condicional en los dispositivos críticos y de un mantenimiento prescriptivo en áreas críticas puede implicar un aumento de costes en el plan de mantenimiento, pero los costes de explotación pueden verse reducidos considerablemente en un 10%, reduciendo las averías en un 5% y las paradas del sistema en un 10% [5].
Servicio digital. Mantenimiento predictivo y prescriptivo
Para la realización de un correcto mantenimiento predictivo y prescriptivo en un sistema de distribución eléctrico es necesario medir las magnitudes eléctricas, intensidad y tensión, las magnitudes del entorno, como la temperatura y la humedad, y las variables adicionales específicas que aportan información clave de cada dispositivo, como el número de operaciones de un interruptor o su tiempo de apertura que siempre han estado presentes [6]. El análisis estadístico y algorítmico de estas variables proporcionará el estado de envejecimiento de los diferentes activos de la distribución eléctrica.
Funcionamiento del servicio digital
Partiendo del análisis de estas variables el mantenimiento predictivo y prescriptivo debe realizarse a través de un servicio digital que monitorice y analice las variables. El objetivo es poder concentrar esa información en una oficina técnica especialista que realice ese análisis, a través de algoritmos predictivos y software de alto nivel, y que informe al usuario del inicio de posibles anomalías. Este tipo de servicio se presenta ofreciendo al usuario los datos recogidos a través de un dashboard donde se le presenta la información del envejecimiento de los activos, así como un informe periódico prescriptivo. El hecho importante a destacar es que detrás se encuentra un equipo humano de especialistas en la distribución eléctrica.
Muchos usuarios finales ya disponen de un sistema integrado donde se almacenan todos los datos y sobre los que se hacen proyecciones. Por este motivo este tipo de plataformas tienden a ser abiertas y a disponer de una funcionalidad Application Programing Interface (API) con el objeto de poder ser integradas con otras plataformas. Esto supone para el usuario final la posibilidad de interrelacionar los datos y conocimientos de varias plataformas, de diferentes fabricantes, y hacer una profunda comparación de información. Este hecho realmente potencia el valor añadido en el mantenimiento abriendo las puertas a la integración del conocimiento en el usuario final.
Sensórica desarrollada para la distribución eléctrica
Como se ha comentado anteriormente una innovación desarrollada y testeada para la distribución eléctrica durante estos últimos años han sido los sensores de punto caliente y de humedad para la distribución eléctrica. Schneider Electric dispone de una serie de sensores autoalimentados de temperatura, TH110, y con batería para la humedad, CL110, que a través de una comunicación inalámbrica Zigbee, del estándar IEEE 802.15.4, se recolectan estas variables cada 15 minutos.
Los sensores TH110 pueden proporcionar una solución equivalente a una termografía. Debe tenerse en cuenta que un equipo de termografía aporta una precisión considerable de la temperatura en los diferentes puntos de la distribución eléctrica [7], aunque a veces es difícil poder extraer esa información, por ejemplo, en cuadros blindados. Esta monitorización, aunque con menos precisión, puede aportar una evaluación continua con la que al final se puede disponer de una tendencia para contrastar con otras variables y anticiparse a problemas. Los sensores están en contacto directo con los elementos que adquieren la variación de temperatura.
Aunque no solo se tiene que tener presente este tipo, en el caso de transformadores de potencia se analiza el contenido de aire en el dieléctrico para asegurar su nivel de aislamiento y las posibles descargas parciales con sistemas de monitorización especiales. En la figura 2 se muestra toda esta sensórica junto con los elementos tradicionales que aportaban las magnitudes eléctricas.
La comunicación de estos sensores junto con los equipos tradicionales de medida y protección puede concentrarse en un elemento intermedio ciberseguro que enviará la información unificada a la nube como se muestra en la figura 2. También es posible enviar por un canal seguro, de forma independiente, la información recopilada durante un cierto periodo. Es importante tener en cuenta que al tratarse de un sistema predictivo – prescriptivo no es necesario estar realizando una monitorización en tiempo real.
Patrones y algoritmos para la detección predictiva y prescriptiva
La aplicación de algoritmos que, sobre equipos determinados y de forma genérica, permitan avanzarse a la detección de esas incidencias en un sistema de distribución eléctrico. Este hecho facilita que la aplicabilidad sea independiente del producto que se está analizando. La plataforma de servicios digitales Ecostruxure Asset Advisor, de Schneider Electric, utiliza la elaboración de patrones y algoritmos para detectar anomalías y hacer una prescripción de los diferentes equipos como transformadores secos y de aceite, interruptores, canalizaciones, celdas de MT, cuadros de Baja Tensión (BT) y variadores de velocidad. En la tabla I se mencionan los patrones y algoritmos que se aplican con la solución de Schneider Electric en diferentes activos de los fabricantes que conforman el mercado.
Activos en la red de distribución
Transformadores de potencia
En las subestaciones de generación de MT a Alta Tensión (AT), así como de AT a MT el transformador es un elemento clave y debido a su dimensión y coste se realiza sobre éste un seguimiento. Actualmente con el escenario de flexibilidad de la red que se va a presentar en próximos años estos transformadores pueden ser monitorizados con más profundidad y sobre ellos puede aplicarse un servicio digital de seguimiento que muestre un análisis específico con el objeto de conocer el estado del activo.
Sobre este activo a parte del servicio digital que podrá ayudar a la anticipación de posibles problemas cabe destacar que deben ser ensayados de forma profunda realizando ensayos de barrido de frecuencia, ensayos sobre el dieléctrico, así como otros que permiten asegurar su vida útil. El servicio digital puede ayudar a la determinación de cuando realizar este ensayo tras analizar el envejecimiento del equipo. Como se ha mostrado en la figura 2, en los transformadores de potencia se analizan las temperaturas de sus bobinados, así como temperaturas de punto caliente y la composición de aire en su dieléctrico; además de las magnitudes eléctricas.
A modo de ejemplo la figura 3 muestra las variables de temperatura de cada bobina de un transformador durante un período de 8 días de una instalación crítica. Como se puede observar la fase A y la B presentan una diferencia ya que la B se encuentra entre la A y la C y su temperatura debería ser mayor, sin embargo, en la C se presenta una mayor temperatura teniendo en cuenta que las cargas estaban distribuidas y la intensidad era la nominal del equipo. En este transformador de potencia se estaba empezando a originar un defecto de aislamiento interno que hacía, progresivamente aumentar la temperatura. Cabe destacar que el nivel de carga se mantenía constante. Este tipo de identificaciones son claves para poder avanzarse a la detección de problemas críticos para el sistema.
Centros de transformación
Toda esta evolución de la transformación energética que acabará derivando en una mayor flexibilidad de la red tendrá un impacto considerable en los centros de transformación de MT a BT, que se convertirán en el elemento de entronque entre los nuevos actores y el sistema eléctrico actual. Por tanto, la monitorización continua de forma integral, así como la predicción y prescripción sobre el centro de transformación es clave. Los centros de transformación sufren una lenta evolución tecnológica por parte de los fabricantes cada 20 años. De hecho, el diseño de un centro de transformación se plantea para que tenga una vida de 30 años, al menos en cuanto aparellaje eléctrico se refiere. La parte de electrónica y control tiene una vida útil de 15 años; aunque los fabricantes plantean soluciones de renovación para que pueda extenderse hasta esos 30 años.
Uno de los avances recientes en los centros de transformación ha sido la eliminación del gas hexafluoruro de azufre (SF6) en las celdas de Media Tensión que lo componen. En el periodo de 1970 se empezó a utilizar el SF6 para poder conseguir el corte de los interruptores aumentando así su capacidad de corte y reduciendo el espacio. El SF6 es un gas de efecto invernadero el cual provoca efectos nocivos en el medio ambiente y obviamente requiere de un mantenimiento para asegurar la funcionalidad de corte, así como una manipulación llegado el fin de vida del producto. Cabe destacar que, como alternativas, se presentan dos posibilidades sustituir este gas por otro de menor impacto de efecto invernadero o bien utilizar aire. Schneider Electric ha desarrollado la funcionalidad de interruptor automático e interruptor seccionador, con la cabina SMAir SeT, para redes de 24 kV libre de SF6. Con esta apuesta se pretende proveer al mercado de una solución respetuosa con el medio ambiente, optimizada respecto al mantenimiento y con un coste más reducido al final de su ciclo de vida. Debe tenerse en cuenta que este tipo de soluciones tienen un coste de inversión inicial más elevado debido a que se trata de una nueva tecnología en relación a la solución tradicional.
No debe olvidarse que a nivel de mantenimiento una de las condiciones fundamentales era verificar el estado del SF6. Aunque los fabricantes garantizan la estanqueidad del mismo, prueba de ello ha sido el gran despliegue realizado de esta tecnología a lo largo de los años, es necesario realizar esta comprobación para asegurar la correcta funcionalidad. La tendencia a un corte en aire es una evolución a la simplificación de ese mantenimiento [8]. Adicionalmente no deja de ser un avance en seguridad para las personas, de fácil uso en el que se mantienen las mismas dimensiones que con la solución de SF6 con total intercambiabilidad y manteniendo el mismo ciclo de vida.
Resultados de ensayos en centros de transformación
Schneider Electric ha testeado la tecnología de corte en aire libre de SF6 para celdas de distribución en centros de transformación de compañía eléctrica, realizando al mismo tiempo la digitalización comentada anteriormente con el objeto de poder validar estas dos nuevas tendencias que mejorarán claramente el mantenimiento en el centro de transformación. Estas pruebas se han realizado en Suecia en la compañía eléctrica E.ON, en la compañía distribuidora GreenAlp situada en Grenoble, Francia, y en la distribuidora EEC Engie en Nueva Caledonia. Las tres compañías han testeado la solución libre de gas SF6 haciendo monitorización en las celdas y en transformadores recogiendo e integrando la información proporcionada. La adaptabilidad de las soluciones presentadas anteriormente se ha mostrado presente en los diferentes escenarios optimizando gastos operativos, mejorando la fiabilidad del suministro de energía y siendo respetuoso con el medioambiente para los consumidores.
Agradecimientos
Desde Schneider Electric y a través de esta publicación agradecemos a E.ON, GreenAlp y a EEC Engie su colaboración para las pruebas piloto en su red de distribución con los interruptores de corte al aire y la digitalización en sus centros de transformación.
Conclusión
La combinación de estos servicios digitales de mantenimiento predictivo y prescriptivo integrándolos a través de la funcionalidad API junto al control tradicional de la red puede ser de gran ayuda para alargar la vida del parque instalado optimizando a la vez mantenimiento e inversiones. No debe olvidarse la ejecución de ensayos expertos en activos como los transformadores de potencia y en los centros de transformación con los que se propicia una mayor elongación de la vida útil de esos activos, mejorando la fiabilidad de la red de distribución eléctrica.
Como se ha indicado en esta publicación los avances de monitorización de temperaturas en embarrados y cables, así como las variables ambientales permiten la elaboración de algoritmos y patrones con el objeto de identificar en la red de distribución el envejecimiento de sus activos según las condiciones de estrés y ambientales que se presenten. El otro avance destacado en esta publicación ha sido la transformación tecnológica que han sufrido los órganos de corte y seccionamiento de los centros de transformación con la tecnología libre de SF6, que propicia una mejora en mantenimiento, seguridad en las personas y un respeto al medio ambiente entre otras.
Referencias
- [1] Rahim, A.; Giaffreda, R., 2014, IoT and Cloud Convergence: Opportunities and Challenges, 2014 IEEE World Forum on Internet of Things (WF-IoT), 6 – 8 de Marzo de 2014, Seul, Corea del Sur.
- [2] Morte, D., 2016, Electrical Distribution Maintenance Fundamentals. Schneider Electric, París, Francia.
- [3] Koch, D., 2012, A comparison of on-demand vs. Service Plan for Electrical System Maintenance Programs, Schneider Electric, París, Francia.
- [4] Silos, A, 2018, Del mantenimiento condicional basado en el diagnóstico al predictivo en las instalaciones eléctricas, 44 Reunión Anual Sociedad Nuclear Española, Ávila, España.
- [5] S. Department of Energy, 2010, Operations & Maintenance. Best Practices. A Guide to Achieving Operational Efficiency, Washington, USA.
- [6] Schmitt, P.M., Barbarin, G., 2019, How to Build Smarter Electrical Substations by Mimicking Biology, CIRED, 25th International Conference on Electricity Distribution, 3-6 de Junio de 2019, Madrid, España.
- [7] Hirschbold, M., Chabert, D., 2018, How thermal monitoring reduce risk of fire more effectively than IR thermography, Schneider Electric, París, Francia.
- [8] Preve, C., Trichon, F., Maladen, R., Piccoz, D., 2019, Innovative SF6 Free switch with shunt vaccum interruption technology, CIRED, 25th International Conference on Electricity Distribution, 3-6 de Junio de 2019, Madrid, España.