Sistema integral de monitorización de activos de la red de transporte de red eléctrica de España
En este artículo observamos cómo el Sistema Integral de Monitorización SIMON, proporciona información en tiempo real de los equipos de subestación al Centro de Mantenimiento Integral de Instalaciones (CMI2) de Red Eléctrica de España (REE)
Miguel Fernández López
REE. Red Eléctrica de España
Resumen – El Sistema Integral de Monitorización SIMON, proporciona información en tiempo real de los equipos de subestación al Centro de Mantenimiento Integral de Instalaciones (CMI2) de Red Eléctrica de España (REE), permitiendo identificar averías potenciales, facilitando a la organización de mantenimiento la toma de decisiones y con ello mejorando los tiempos de respuesta ante cualquier incidente, reforzando así mismo la seguridad laboral mediante la identificación de posibles situaciones de riesgo. También proporciona una mejora sustancial en la gestión de activos, siendo una fuente de información de vital importancia para la implementación de una estrategia de mantenimiento basada en el estado y condición de los activos.
INTRODUCCIÓN
El proyecto SIMON nace en el año 2017 con unos objetivos totalmente alineados con una de las estrategias básicas de REE de búsqueda de eficiencia y optimización de la actividad de mantenimiento, siendo ésta una de las actividades que mayor impacto económico tiene dentro de la cuenta de resultados de la empresa. El proyecto SIMON se fundamenta en la innovación, la excelencia en las capacidades tecnológicas y como no podía ser de otra manera en las propias personas.
Con el objetivo de realizar una gestión más eficiente de la actividad de mantenimiento, en el año 2012 se crea el CMI2, constituyéndose como el primer centro de control de gestión de activos dentro del sector eléctrico.
De esta manera todas las actividades de mantenimiento que se desarrollan en tiempo real (disparos de elementos de la red de transporte (RdT), anomalías de equipos o soporte técnico) y aquellas que se programan en el corto plazo (averías o trabajos urgentes) pasan a gestionarse de una manera centralizada desde el CMI2, agrupando así mismo la atención a todas las disciplinas tecnológicas (sistemas de protección, telecontrol, equipos de alta tensión y servicios auxiliares).
Para el desempeño de la actividad del CMI2 es fundamental disponer de información en tiempo real del estado de los activos de la RdT. Es precisamente dentro de este contexto en el que el proyecto SIMON va a jugar un papel trascendental, mejorando los niveles de información de los activos de Red Eléctrica de España.
1. ANTECEDENTES DE LA MONITORIZACIÓN EN RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA
Coincidiendo con la evolución que supuso la introducción de la tecnología digital en los equipos de protección a finales de los años 90, este tipo de equipos han ido incorporando paulatinamente diferentes funciones de autosupervisión, permitiendo conocer en tiempo real el estado de los mismos, gracias a la información intercambiada con los sistemas de telecontrol y transmitida directamente a los centros de control de operación.
Por otro lado, en los últimos años han aparecido en el mercado equipos, también digitales, para la monitorización continua de máquinas de potencia. Estos equipos monitorizan en tiempo real ciertos parámetros característicos de las máquinas y permiten la toma de decisiones a los responsables técnicos de esta familia de equipos dentro de la organización de mantenimiento.
Con anterioridad al proyecto SIMON, a nivel organizativo, cada área tecnológica es responsable de identificar, implantar y gestionar la información registrada por los equipos, recibiendo dicha información generalmente a través de los centros de control de operación a nivel agrupado.
2. OBJETIVOS DEL PROYECTO SIMON
Uno de los beneficios más importante del proyecto es su contribución al cambio en el modus operandi de la organización de mantenimiento, desarrollando una plataforma de monitorización centralizada, que agrupe todas las disciplinas tecnológicas trasversalmente.
En lo que se refiere a alarmas o disparos, hasta la fecha la notificación de las mismas procedía a través de una llamada por parte del Centro de Control, a partir de la cual la organización de mantenimiento iniciaba las acciones necesarias para su resolución. La puesta en producción de SIMON va a propiciar que se reciban las notificaciones e información detallada de las incidencias en tiempo real directamente en el CMI2.
Donde se encuentra una mejora sustancial es en el hecho de poder detectar de forma proactiva defectos incipientes, por ejemplo en un transformador de tensión o una máquina de potencia, defectos que pueden significar un incidente potencial, aumentado la disponibilidad de las instalaciones de Red Eléctrica.
En lo que respecta a la gestión de los activos de subestación, SIMON va a proporcionar una mejora sustancial, siendo una fuente de información de vital importancia para la implementación de una estrategia de mantenimiento basada en el estado y condición de los activos, contribuyendo a optimizar los recursos dedicados a la actividad de mantenimiento, siendo una actividad de gran impacto económico.
3. ALCANCE DEL PROYECTO
Enmarcado el proyecto y definidos sus objetivos, la primera fase del mismo consistió en formar un grupo de trabajo multidisciplinar con el objetivo de definir las necesidades de monitorización de los diferentes equipos de subestación. Una vez acotadas las necesidades, la segunda fase se desarrolló entono al análisis del estado del arte, identificando aquellas necesidades cubiertas gracias a las funcionalidades de monitorización disponibles en el parque de equipos instalados y, por otro lado, aquellas que requerían de desarrollos adicionales.
3.1. Sistemas de protección
Desde el punto de vista de los equipos de protecciones y control, el cambio tecnológico que supuso la integración en la RdT de esta familia de equipos de tecnología digital, supuso la incorporación rutinas de autosupervisión tanto de componentes como de funcionalidades. Con el paso de los años esta capacidad ha ido aumentando, incluyendo porcentajes de autosupervisión mayores. Adicionalmente la capacidad de registro de oscilografía y localización de faltas ha ido mejorando con el paso de los años, facilitando la labor del personal de mantenimiento.
Dentro del proyecto SIMON, los sistemas de protección juegan un papel trascendental gracias a cantidad y representatividad de la información que registran. Tanto las magnitudes analógicas de tensión e intensidad como las señales de posicionamiento que reciben de la aparamenta, se ponen a disposición del sistema de monitorización. El tratamiento de dicha información permitirá la monitorización de equipos de subestación, típicamente equipos de alta tensión que históricamente nunca han estado monitorizados.
3.2. Transformadores de potencia
En los últimos años han aparecido en el mercado equipos de monitorización continua en tiempo real del estado de los transformadores de potencia. Mediante la captación continua de valores característicos como son la temperatura del aceite y de los devanados o el resultado del análisis de muestras de aceite, se determinan parámetros que nos indican el estado del transformador y la necesidad de acometer actuaciones de mantenimiento. Además del análisis en tiempo real y la activación de alarmas, el sistema realiza un análisis de tendencias de las variables, posibilitando realizar un diagnóstico predictivo.
3.3. Interruptores
La monitorización de los interruptores se realiza a través de funcionalidades disponibles en algunos modelos de protecciones, funcionalidades que se describen a continuación:
3.3.1. Tiempos mecánicos y tiempos eléctricos:
Se genera una alarma cuando se detecta una desviación en los tiempos definidos por el usuario en el propio equipo de protección o en lógica programada.
3.3.2. Inactividad
La inactividad de los interruptores puede provocar el mal funcionamiento de las partes mecánicas del mismo, representando un riesgo potencial en caso de maniobras manuales o más aún en el caso de aperturas provocadas por los sistemas de protección como consecuencia de un defecto eléctrico. Es por tanto que la detección de la inactividad de un interruptor es muy relevante. El sistema genera una alarma cuando se supera los días
definidos por el usuario, permitiendo realizar maniobras controladas del interruptor en coordinación con el centro de control.
3.3.3. Desgaste de contactos
En función de los parámetros monitorizados, el equipo identifica el punto en el que el interruptor se encuentra de la curva de mantenimiento facilitada por el fabricante del interruptor. De esta manera el sistema genera un aviso de mantenimiento cuando se supere el umbral definido.
3.3.4. Asincronía de polos
A partir del análisis de las maniobras realizadas, el sistema detecta la desviación de tiempos entre las maniobras de cada fase. Se genera una alarma cuando la desviación de los tiempos de maniobra entre polos, supere el umbral definido por el usuario.
3.3.5. kA interrumpidos
Se genera una alarma cuando se supere el umbral de kA máximos que puede despejar el interruptor en una maniobra.
3.3.6. Discordancia de polos:
En base a la lógica programada, el sistema es capaz de detectar la el mal funcionamiento del interruptor así como de identificar el polo en fallo, facilitando el análisis de la información y reduciendo los tiempos de respuesta.
3.4. Transformadores de medida
La identificación rápida de la degradación de las medidas de un transformador, puede prevenir de actuaciones indeseadas de los equipos de protección o de un defecto catastrófico por explosión de los propios transformadores. Con este objetivo se ha programado una funcionalidad para comprobar el estado en tiempo real de los transformadores de medida mediante la comparación de las medidas de los equipos de protección conectados a sus secundarios. De esta manera, el sistema genera una alarma cuando se supere el umbral del error definido por el usuario. Adicionalmente, se almacena un registro con la tendencia de las tensiones.
3.5. Seccionadores
La monitorización de los seccionadores contempla la vigilancia de los contactos auxiliares de posicionamiento, informando de posibles discrepancias que pueden provocar el bloqueo de la protección diferencial de barras e indicando que seccionador es la causa del bloqueo. Así mismo se ha diseñado una lógica especial que monitoriza el tiempo de inactividad del seccionador, generando un aviso de mantenimiento si se supera el umbral definido por el usuario.
4. ARQUITECTURA DE SIMON
En lo que se refiere a la arquitectura del sistema, toda la información procedente de los IED de campo, se agrupa a nivel de subestación en concentradores. Estos concentradores son PLC’s programables, capaces de intercambiar información mediante diferentes protocolos de comunicación con IED de múltiples fabricantes.
Adicionalmente, se han definido en los concentradores lógicas específicas, definidas por Red Eléctrica de España que permiten, utilizando la información recibida de los diferentes IED’s, monitorizar indirectamente otros equipos de subestación, como se indicaba en párrafos precedentes.
La información recopilada a nivel de subestación, se envía por protocolo 61850 hacía el scada principal de SIMON.
5. SIMÓN: SCADA PRINCIPAL
El scada principal, que ha heredado el nombre del proyecto SIMON, recibe la información captada en cada una de las subestaciones, poniéndola a disposición del operador de mantenimiento que se encuentra en el CMI2, a través de un entorno gráfico en el que se encuentra representada la red de transporte de REE.
De esta manera, en función de la activación de un código de colores predefinido, es inmediato identificar el tipo de incidencia y su localización geográfica.
El sistema permite una navegación a través del entorno gráfico ir aumentando el nivel de detalle de la localización geográfica de la incidencia. A través de diferentes pantallas definidas a nivel de subestación, posición o familia de equipos se identifica con nivel de detalle máximo el origen de las incidencias.
5.1. Aálisis de disparos
Una de las funcionalidades principales de SIMON está relacionada con la detección de disparos en la RdT. Un disparo es identificado con un código de color característico en el mapa principal. Adicionalmente se incluye la representación geográfica del punto de falta, lo cual facilita la toma de decisiones para la reposición rápida del circuito o bien la necesidad de desplazar personal para inspeccionar la zona en caso de tratarse de núcleos urbanos o cruzamiento con carreteras, permitiendo de esta manera al CMI2 analizar, diagnosticar y dar una respuesta rápida al centro de control de operación.
Complementando la información gráfica, el sistema detecta y recupera de forma automática la oscilografía generada por los equipos de protección, enviando un correo electrónico a la lista de distribución predefinida, incluyendo datos como son el tipo de falta, la localización así como el tipo y codificación de los apoyos más próximos con las coordenadas GPS del mismo.
5.2. Representación y análisis fasorial
Otra de las funcionalidades desarrolladas se centra en la monitorización continua de las magnitudes de tensión e intensidad registradas por los equipos de protección, mostrando gráficamente todos los fasores en una única pantalla.
Además de la representación gráfica, el sistema realiza automáticamente el análisis de las medidas. De esta manera, mediante la comparativa de las medidas entre todos los equipos, fase a fase y devanado a devanado, el sistema es capaz de identificar y discriminar entre un problema en el conversor analógico-digital de un equipo de protección y un problema en un trasformador de medida.
Adicionalmente, esta funcionalidad está diseñada para facilitar los trabajos de puesta en servicio de nuevos equipos. El procedimiento actual para validar la correcta instalación de un nuevo equipo durante su puesta en servicio, consiste en referenciar las medidas, por ejemplo, de un nuevo transformador de tensión, contra otro transformador preexistente que se utiliza como referencia. Para realizar esta labor se dispone de equipos portátiles como polímetros o medidores de ángulos. Con este nuevo sistema, por un lado, se permite referenciar el nuevo equipo contra todos los de la subestación o incluso con extremos remotos en otras subestaciones y, por otro lado, se prescinde de equipos portátiles que requieren además de una calibración periódica. Adicionalmente, esta nueva herramienta abre la posibilidad de un nuevo escenario de validación de puestas en servicio sin estar presencialmente en la instalación.
5.3. Inventario de equipos
Otro aspecto importante que se ha tratado de mejorar con SIMON es la calidad de la información recogida en el inventario de equipos de protección y de monitorización. Con el objetivo de evitar el posible origen de los errores fruto de la recogida de inventario manual, se ha desarrollado una funcionalidad que recoge de forma automática datos característicos como son el modelo completo, número de serie y versión de firmware de los equipos conectados.
Los datos de inventario recogidos alimentan la base de datos corporativa de activos de REE.
6. IMPLANTACIÓN DEL SISTEMA Y MANTENIBILIDAD
En la actualidad el número de subestaciones de REE es de 670, subestaciones en las cuales ya se encuentra desplegada la arquitectura mostrada en apartados precedentes, siendo necesario implementar las funciones de monitorización descritas. Teniendo en cuenta el volumen de equipos a programar, asumiendo además la singularidad de cada subestación, surge la necesidad de desarrollar un sistema de gestión del mismo unificado y con un grado de automatización máximo. Este desarrollo adquiere más relevancia teniendo en cuenta la evolución que sufrirá el sistema durante todo su ciclo de vida en el cual será necesario incorporar nuevos tipos de equipos o nuevas funcionalidades que aparezcan a futuro.
El planteamiento elegido para cubrir esta necesidad se basa en disponer de un repositorio único de la información necesaria para la configuración del sistema (inventario de equipos, parámetros de comunicaciones, coordenadas de subestaciones, etc.) y unos procesos asociados que, a partir de esta información, generen y actualicen las configuraciones tanto del SCADA central como de los equipos remotos de captación de información. De esta forma se pretende garantizar tanto la integridad de la totalidad de sistema como reducir tiempos y costes en procesos de configuración que de otra forma no serían asumibles.
7. CONCLUSIONES
La puesta en servicio del proyecto SIMON va a permitir mejorar los niveles de información sobre el estado de los equipos de la red de transporte de Red Eléctrica de España, herramienta que llegará a ser fundamental para el desempeño de la actividad del Centro de Mantenimiento Integral de Instalaciones y de toda la organización de mantenimiento. Tanto es así que la organización de mantenimiento se convertirá en una unidad proactiva en varios de sus procesos gracias a la identificación temprana de anomalías potenciales en los equipos de subestación así como la notificación en tiempo real los disparos de elementos de la RdT, poniendo toda la información relacionada con las incidencias a disposición del personal de mantenimiento, facilitando las labores de análisis, diagnóstico y respuesta rápida al Centro de Control, aumentado la disponibilidad y reduciendo al máximo el riesgo de daños de las instalaciones y fundamentalmente de las personas.
