Comunicación presentada al VI Congreso Smart Grids
Autor
Mariano Gaudó Navarro, Responsable Centro de Control de Activos, UFD Distribución (Naturgy)
Resumen
El alcance de la presente comunicación tiene por objeto determinar qué equipos, soluciones tecnológicas y algoritmos se están utilizando en UFD Distribución Electricidad, S.A (Grupo Naturgy) para construir una red eléctrica preparada para los grandes retos que acompañan al plan de transición energética, indicando el grado de digitalización en el que nos encontramos, la plataforma utilizada para la gestión de la misma así como compartir casos de uso donde se muestre cómo ésta infraestructura está contribuyendo a mejorar nuestros procesos en la media y baja tensión y la relación con nuestros clientes.
Palabras clave
Digitalización, Gestión de Activos, Mantenimiento basado en el Riesgo, Analítica, Automatización, Gestión de la red de Baja Tensión, Control, Operación, Protección, Calidad del Suministro, Centro de Control de Activos, Smart Grids
Introducción
Gracias al esfuerzo realizado en los últimos diez 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 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.
El alcance de la presente comunicación tiene por objeto determinar qué equipos, soluciones tecnológicas y algoritmos se han utilizado en UFD (Grupo Naturgy) para construir infraestructura sólida, indicando el grado de digitalización en el que nos encontramos, la plataforma utilizada para la gestión de la misma así como compartir casos de uso donde se muestre cómo ésta infraestructura está contribuyendo a mejorar nuestros procesos en la media y baja tensión y la relación con nuestros clientes proporcionándoles más información sobre los trabajos programados e incidencias que se producen en la red afectando a su suministro.
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 eléctrica 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 iniciado en 2019 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 nuestros procesos gracias a la digitalización
Tal como se indica, 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.
Sin embargo, 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 los Centros 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.
De esta forma tal como se indica Plan Estratégico de Naturgy 2018-2022 hemos alcanzado un grado de sensorización sobre los activos superior al 56% y queremos elevarlo hasta el 80% en los próximos tres años. En el mismo plan se indican los objetivos propios del negocio de distribución: mejorar nuestro TIEPI y reducir nuestro Opex.
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 están siendo optimizados.
Se citan alguno de ellos, en especial aquellos que son ámbito del presente documento:
- Lectura y operaciones sobre equipos de medida
- Atención telefónica
- Mantenimiento de activos
- Operación de red
- Planificación de red
En la actualidad UFD ha sustituido más de 3,6 M de contadores eléctricos, lo que supone sustituir la práctica totalidad del parque de contadores por equipos con capacidad horaria y gestión remota.
Estos equipos están registrando las curvas horarias (energías activas y reactivas) diariamente, las cuales son enviadas a la plataforma de telegestión para disponibilizar esta información a los usuarios conectados a red eléctrica y resto de agentes (Operador del Sistema y Comercializadoras).
Además, haciendo uso de la misma infraestructura se realizan miles de operaciones sobre los equipos asociados a altas, bajas y cambios de potencia contratada.
Todo esto permite a los clientes disponer de más información para gestionar el uso de la energía, bien por sensibilización del consumo realizado, flexibilidad en el consumo a realizar, selección del esquema tarifario y elección de comercializadora que más se adecue a su necesidad.
Atención telefónica
La incorporación de la telegestión en nuestra plataforma de Atención Telefónica nos está permitiendo dar una respuesta más precisa a nuestros clientes cuando hay un problema 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 incidencia de carácter superior. Por tanto, desde la plataforma se dispone de toda esta información y se conoce con mayor precisión cual es la posible causa que afecta a la falta de suministro.
Además, en la página web de UFD y App “tuluz” es posible conocer la incidencias y trabajos programados en la red de forma online, así como el número de usuarios afectados y el tiempo estimado de restablecimiento del suministro.
Mantenimiento de activos
La gestión de activos se ha convertido en un reto en que se encuentra inmerso UFD gracias a la sensorización. En sí mismo 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.
- Lectura y operaciones sobre equipos de medida.
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.
Por tanto, la estrategia del mantenimiento de los activos de distribución 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 dar idea de una mayor probabilidad de fallo.
- Recurrencia, que permite determinar la actuación a realizar, bien sea preventiva o propuesta de inversión en un nuevo activo en caso de recurrencia, tasa anómala o fin de vida útil.
Con estas premisas se incorpora el resultado del caso de uso llevado a cabo con los centros de transformación de distribución de UFD, ~37.000, sobre los cuales analizando la información histórica de 12.000 incidencias en los diferentes elementos del centro de los últimos 10 años, y teniendo en cuenta el despliegue de la telegestión que aporta nuevas variables de tensiones e intensidades máximas y medias en la salida del transformador, e incluso en cada una de las salidas de los cuadros de baja tensión en los centros con supervisión avanzada, se ha construido un modelo (“ Modelo Preventivo Avanzado de Activos”) con la colaboración de la compañía LUCA (Telefónica Company) para determinar en diferentes escenarios temporales de predicción la probabilidad de fallo con un “scoring” de cada uno de los centros de transformación, indicando además el posible elemento de fallo: trafo, celda, cuadro o cables.
Con este modelo, ha sido sencillo determinar la matriz de riesgo individualizada para cada uno de estos centros, teniendo en cuenta el número de clientes alimentados por el centro y la potencia suministrada entre otros para determinar su impacto y por tanto determinar la estrategia de mantenimiento preventivo sobre estos centros que es complementado con la monitorización remota diaria de todos los elementos del centro con telegestión remota.
Debe considerarse además que estas instalaciones, según la normativa vigente deben ser visitadas periódicamente (3 años) para la realización de las Verificaciones Periódicas Reglamentarias. Para los centros visitados en el ciclo en curso el modelo predice una probabilidad de 2,18 veces mayor de detectar un problema frente a un esquema de verificación programada sin este input.
En la actualidad se están desarrollando monitores para la gestión del mantenimiento que permiten personalizar por grupos de activos la gama de mantenimiento a aplicar bajo los casos de uso adjuntos:
Como ejemplo ilustrativo se representa la Plataforma utilizada para monitorizar aquellos centros de transformación sobrecargados para intensificar su monitorización y pautar medidas preventivas para su funcionamiento cercano a su potencia nominal según los casos de uso descritos.
Operación de red
Desde UFD ha habido un plan intensivo de instalación de nuevos interruptores telecontrolados y reconectadores dotados con detectores de falta direcciones atendiendo a una arquitectura de red diseñada para mejorar la capacidad de maniobrabilidad de la red ante incidentes y por tanto 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 de explotación SCADA/DMS de los centros de operación.
Dentro del ámbito del proyecto SEDA (SEgovia Distribución Avanzada), proyecto ganador de la edición 2017 de la Plataforma EnerTIC, se incorporó el caso de uso de envío de forma online de los eventos correspondientes a la pérdida de fase en baja tensión detectada por los contadores trifásicos con tecnología PLC PRIME que son capaces de enviar a través de la red de baja tensión para determinar cómo mejoraría la explotación de la red.
En paralelo a este ejercicio de monitorización de alarmas de pérdida de una fase eléctrica dentro de este ámbito localizado, se elaboró una herramienta con la compañía TERADATA para determinar gracias a la gestión big data y modelos analíticos como hubiera mejorado la extensión e integración de esta monitorización de alarmas del conjunto de equipos en toda la red de distribución, información que actualmente es gestionada de forma offline.
El resultado de este modelo es que la utilización de las alarmas de este caso uso en base a la información histórica de todo el año anterior permitiría mejorar la detección de incidencias con 24’ de antelación, mejorando la localización del problema en un 162% con una mejora del 70% en la determinación de la afectación.
Esto nos ha llevado a la iniciativa en curso de extensión a nuevos casos de uso; fusible fundido en cuadro de baja tensión, falta de fase en media tensión, etc., de todos los contadores disponibles y su integración en la plataforma ADMS (Advanced Distribution Management Systems).
Planificación red
La planificación de red a diferencia de modelos convencionales está teniendo en cuenta la cargabilidad de los activos, principalmente en media y baja tensión, gracias a los valores horarios promedio y valores máximos de energías y potencias respectivamente.
La irrupción de la generación en estos niveles, así como escenarios de crecimiento rápido de infraestructura 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.
Conclusiones
Nos encontramos inmersos en un proceso de transformación donde tenemos que poner en valor la infraestructura que hemos instalado en los últimos años de forma intensiva.
Gracias a ella estamos gestionando nuestros procesos y definir nuestra estrategia con una orientación al dato. Esta es la clave para ganar eficiencia y seguir desempeñado el rol para ser facilitadores de la necesaria transición hacia la descarbonización de nuestro modelo energético.
De una forma más concreta, las palancas para conseguir esto, gracias a los casos de uso pilotados en nuestro living lab de Segovia, desde UFD se está reenfocando la gestión de activos con una estrategia global e individualizada con modelos predictivos que complementar a la monitorización de los activos, así como la integración de toda la nueva sensorización, incluyendo los contadores inteligentes para gestionar la red de baja tensión de forma proactiva, basándonos en la predicción, y detección y localización temprana de incidentes, como paso previo a determinar el comportamiento de la red en tiempo “real” con la incorporación de nuevos usuarios de la red o uso de la misma.
El recién creado Centro de Control de Activos se encarga de la gestión del ciclo de vida de los activos de UFD para garantizar la disponibilidad, y controlar los riesgos asociados. Desde este Centro, se realiza un control integral de activos mediante la monitorización de señales y alarmas para garantizar la calidad del suministro y aplicando las mejores prácticas de mantenimiento para la detección temprana de anomalías equilibrando riesgos y costes.
Referencias
- Consulta Incidencias y Trabajos Programados www.ufd.es/gestiones-en-linea/estado-del-servicio/
- Consulta tu consumo www.ufd.es/gestiones-en-linea/consultas-sobre-tu-suministro/
- Gestión Mantenimiento basada en el riesgo. Risk-Based Maintenance for Electricity Network Organizations. | Mehairjan, Ravish Preshant Yashraj
- Plan Estratégico de Naturgy 2018-2022
- Proyecto SEDA
- Plataforma EnerTIC
- Tecnología PRIME