Experiencia en centros de control

Una sala amplia, un gran número de mesas con ordenadores, pantallas gigantes en las paredes con líneas y gráficos de colores, incluyendo muchos números, mostrando en conjunto una síntesis del comportamiento de la extensa red eléctrica. Su vista es aprovechada por un personal especializado que mantiene comunicación, vía radio o vía telefónica, con sus compañeros responsables del mantenimiento, revisión y/o reparación de los elementos eléctricos ubicados en campo. Supervisores caminando por toda la sala, dando instrucciones, dirigiendo el equipo, y de fondo un sonido seco y frecuente, reconocido inmediatamente por todos como indicación de estado anormal en algún lugar de la red…en pocas líneas el día a día de un Centro de Control (CC).

Parte del grupo del Postgrado en Smart Grids en el Centro de Control de ENDESA

 

Aprovechamos la ocasión para agradecer la distinguida atención del Ing. Modesto Ballesteros (Jefe del CC de Distribución en ENDESA, www.endesaonline.com) quien, luego de las dos sesiones orientadas hacia estos sistemas (una sesión teórica inicial y luego una sesión demostrativa dentro del centro), nos ha dejado muy claras las ideas en relación a la importancia que tienen los CC como parte de los Sistemas de Automatización de Subestaciones (SAS), y en general en el entorno de las Smart Grids. Otro objetivo alcanzado en nuestro Máster en Comunicaciones para la Gestión de la Energía (MCGE). ¿Qué tal una breve exposición de lo aprendido? Comencemos…

Importancia de los Centros de Control

Desde el punto de vista de los SAS, el CC está contenido en el último de los niveles jerárquicos del sistema. Las Tecnologías de la Información y las Comunicaciones (TIC) permiten enviar al centro la información eléctrica (normalmente estatus y medidas) generada, no sólo en las subestaciones, sino en cualquier punto de la red en el que exista un componente de adquisición y envío de datos, y por supuesto un canal de comunicación. Adicionalmente, desde el CC es posible conocer la topología de la red con todos sus elementos referenciados con sus coordenadas geográficas. Esto es posible mediante la representación digital de los planos eléctricos que por muchos años se utilizaron impresos en grandes hojas de papel.

En los Centros de Control funcionan los sistemas SCADA. Y un sistema SCADA (Supervisory Control And Data Adquisition), es una aplicación de software diseñada especialmente para funcionar sobre una red de ordenadores conectados en modo LAN, con el objetivo de recolectar la información enviada desde campo y presentarla al usuario en un formato prediseñado (práctico, funcional y fácil de visualizar), así como el envío, en forma remota, de órdenes de control hacia los equipos presentes en las subestaciones a través de dispositivos especiales que funcionan como interfaz (con inteligencia, como un IED, o sin ella, como una RTU). En el mundo eléctrico, las órdenes de control se centran principalmente en la apertura y cierre manual de interruptores.

Las Mesas de Operación

¿Quién es “el usuario” en el párrafo anterior? Dentro de la sala de Operaciones del CC, el usuario es la persona responsable de que “su parte” de la Red esté completamente disponible, es decir, con continuidad de servicio eléctrico para los clientes finales (residencias, comercios, servicios públicos, industrias) y en condiciones (tensión, frecuencia) de calidad óptimas. Esta persona forma parte de un grupo de trabajo ubicado en mesas especialmente acondicionadas para para realizar este tipo de funciones, cada miembro a un área determinada, pre-asignada cada día por el coordinador del grupo. Se trata del Operador de Mesa. En nuestra visita a Endesa, pudimos apreciar dos equipos de trabajo en una misma sala: uno para la red de Alta Tensión y otro para la red de Media Tensión.

Vista exterior del Centro de Control

 

Niveles de Tensión

El sistema eléctrico se divide en cuatro jurisdicciones importantes. Estas son: Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización. Adicionalmente, es preciso recordar que existe la Baja Tensión, con tensiones inferiores a 1000V; la Media Tensión, con tensiones entre 1000V y 35kV, y la Alta Tensión, con tensiones superiores a 35kV. En el caso de la red de Transmisión, red diseñada para el transporte de la energía proveniente de los centros de generación, la misma es operada por Red Eléctrica de España (REE) y comprende líneas de largo recorrido, a 400 y 220kV principalmente. Sin embargo, existe un rango de la Alta Tensión, entre 35kV y 130kV aprox., conocido como tensión de “Sub-Transmisión” que en el caso de Barcelona está presente en una red mallada en forma de anillo, incluidas subestaciones de interconexión AT/AT. Cada derivación de dicha red alimenta una subestación AT/MT (subestación de Distribución), de donde a su vez salen las líneas y alimentadores que llegan hacia los distintos puntos de consumo representados por los Centros de Transformación (transformación MT/BT).

Diferentes dinámicas, diferentes grados de impacto

La visita a Endesa nos permitió conocer ambos CC, el de Alta Tensión y el de Media Tensión, supervisando respectivamente las redes de Sub-Transmisión y Distribución presentes en Cataluña y ubicados en el mismo espacio físico, tal y como se indicó anteriormente. Cada uno tiene su propio personal, hardware, software con aplicaciones y elementos de visualización adecuados para cada jurisdicción. En condiciones normales existe autonomía entre las funciones de uno y otro centro, no obstante, esta disposición de los equipos de trabajo favorece la gestión a nivel general.

La Red de Media Tensión presenta una topología radial. La localización de faltas en este tipo de redes sigue procedimientos de ensayo y error (conexión y desconexión reiterada de equipos de maniobra), los cuales son apoyados en algunas ocasiones por registros históricos de faltas. Los tiempos de restablecimiento del servicio, así como la cantidad de clientes afectados, dependerán del grado de precisión en el manejo de la incidencia. Por otra parte, el esquema mallado de la Red de Alta Tensión permite, por ejemplo, que ante la pérdida de una línea no se produzca la interrupción del servicio (en este caso se perdería el suministro de regiones grandes), ya que la alimentación se mantiene por otros caminos. Ahora el trabajo cambia, consiste en vigilar las variaciones de las variables eléctricas generadas por la falta y realizar acciones preventivas en caso de observarse cualquier problema de estabilidad en la red para así evitar un colapso de la misma (un gran apagón). Para facilitar la toma de decisiones, ya que bajo estas circunstancias no se emplea la metodología del ensayo y el error, se ejecutan aplicaciones computacionales encargadas de realizar cálculos complejos en tiempos muy rápidos. Esto con la finalidad de mostrar a los operadores el estado de la red, incluidas sus variables de control, luego de que son simulados eventos con posibilidad de ocurrencia en condiciones reales de operación.

Un área de máxima responsabilidad

Una orden remota de apertura sobre un equipo eléctrico equivocado puede causar un apagón. Una orden remota de cierre sobre un equipo eléctrico equivocado puede ocasionar una o varias pérdidas humanas. Todo operador de mesa debe manejar la mayor cantidad de información posible, y en función a ello, ejecutar órdenes y acciones en breves lapsos de tiempo y con la presión añadida de un correcto resultado final, teniendo en cada maniobra el mayor cuidado y concentración posible. Este tipo de personal tiene un régimen laboral distinto, el cual es rotativo y por guardias, debido a que un centro nunca puede permanecer solo. Cuando no existen incidencias en la red y todo está tranquilo, puede llegarse a pensar que estas personas trabajan poco. Sin embargo, en momentos de contingencia, el grado de estrés que sufre cada uno de ellos es enorme, ya que el servicio eléctrico, los indicadores corporativos, así como la vida de quienes son dirigidos en sitio dependerán siempre de sus correctas decisiones.

Ing. Jonás González Mendible

Regidor del Postgrado en Smart Grids 2014 - 2015

La Salle BCN