En función de una instrucción de la Secretaría de Energía de la Nación, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) realizó una convocatoria abierta para participar de una licitación pública nacional e internacional para la adquisición de equipos multifunción para calcular variables de red con funcionalidad de medición fasorial y un software asociado. El adjudicatario de aquel proceso fue Siemens S.A. 

La implementación del sistema contempló 46 dispositivos PMU para datos medición, que se están instalando a lo largo diferentes ubicaciones de red y en diferentes niveles de voltaje –dependiendo de la importancia de los nodos y la disponibilidad de la infraestructura, en términos de comunicaciones– para hacer la transmisión de datos factible. 

Con respecto a la elección del software PDP, capaz de procesar toda la información que será proporcionada por aquellos dispositivos, el elegido fue el SIGUARD® PDP. 

A dos años de aquella licitación, el programa se encuentra operativo y será cuestión de poco tiempo para que sea implementado un análisis de la red haciendo uso del mismo. 

Esta digitalización permitirá una planificación predictiva que además podrá dar pie a nuevos modelos de negocio, más allá de la provisión de capacidad de red, en un panorama energético cada vez más distribuido. 

Esta experiencia previa ya fue presentada, el mes pasado, en la CIGRÉ de Paris 2018 (convención mundial de ingeniería eléctrica), y allí se reconoció el trabajo conjunto realizado por Siemens y CAMMESA en Argentina. 

Por ello, Energía Estratégica consultó a expertos de Siemens sobre los avances del sistema instalado. En esta oportunidad, Javier Chincuini, ingeniero de Transmission Solutions en Siemens, aceptó brindar una entrevista. 

¿Cuándo estará en funcionamiento al 100% el sistema? 

El software ya está operativo pero para poder empezar a realizar análisis de la red eléctrica, es necesario contar con la instalación de los 46 PMU (equipos de medición sincrofasorial) que adquirió CAMMESA. A medida que se vayan instalando, los mismos se van a ir conectando al software de procesamiento para tener un análisis cada vez más detallado de la red. 

No hay una cantidad mínima pero a medida que se agregan más, más representativos serán los resultados obtenidos. Hoy en día no hay una fecha cierta de cuándo estarán en funcionamiento ya que CAMMESA está en tratativas con las diferentes transportistas y distribuidoras para la instalación de los PMU.

¿Cuáles son? 

Son tratativas para coordinar para la implementación; ya sea el espacio físico de las subestaciones para instalarlo, sistema de comunicaciones detrás que hay que esperar y la infraestructura propia para poder tenerlo funcionando en cada una de las subestaciones. 

Hoy en día estamos en ese proceso, trabajando un poco con CAMMESA para que cada vez que se instale un dispositivo se lo conecte al software para ir levantando cada vez más datos con más detalles. 

¿Qué criterio se está utilizando para ubicar los dispositivos de medición?

La ubicación fue definida por CAMMESA y no hay un criterio sencillo ya que existen varias cuestiones que lo condicionan. Normalmente se debe realizar un estudio para definir los puntos más convenientes de instalación de los PMU (equipos de medición sincrofasorial). No obstante, a priori se puede inferir que los criterios que más influyen son: la representatividad del nodo en la red eléctrica (esto es cuantas conexiones tiene y la potencia que maneja); la tecnología de la subestación (si bien las subestaciones actuales cuentan con soporte para instalarlo y conectarlo a una red de comunicaciones, hay subestaciones de mayor antigüedad que requieren adecuaciones); y la disponibilidad de una infraestructura de comunicaciones para transmitir toda la información al centro de control.

¿Qué ventajas ofrece este sistema de monitoreo? 

Permite ver oscilaciones de potencia, de respuesta lenta, que no ven otros sistemas, y son del tipo de fallas que desemboca en los grandes apagones. El software mira y compara todos los puntos de medición entre sí para analizar el comportamiento dinámico entre los distintos puntos. 

Los sistemas actuales de medición miran individualmente cada punto, toman datos y los reenvían, no los analizan. Este sistema agrega más inteligencia en el procesamiento de esa información, brindando más herramientas al operador para la toma de decisiones. 

¿Aquella información como ayuda al análisis del sistema?

Principalmente desde la previsión. La red eléctrica argentina cada vez está más mallada, sobre todo gracias a las obras de infraestructura que se hicieron los últimos años. Se fueron cerrando anillos de conexión de 500 kV y esto hace que la red sea cada vez más compleja. Este sistema puede analizar la red íntegramente y brindar datos para prever por ejemplo apagones en el sistema.

Además, es un sistema más inteligente que puede responder a las exigencias de una red que cuenta con una generación renovable variable creciente, como la eólica. 

En relación a la prevención de apagones y adaptación a la incorporación de renovables, ¿qué diferencias hay entre los sistemas anteriores y qué ventajas potenciales puede brindar estos PMU a la red argentina? 

Si bien estos sistemas se vienen desarrollando hace décadas, los principales eventos que promovieron su desarrollo final fueron los grandes apagones de Brasil en 1999 y Noreste de EEUU y Canadá en 2003. Hasta ese entonces, los sistemas de monitoreo y protección sólo “observaban” la porción de la red que se les asignaba y no existían herramientas que permitan analizar la red eléctrica en su conjunto como un sistema. Esto empezó a suceder cuando las redes eléctricas empezaron a estar cada vez más malladas e interconectadas, como te mencioné anteriormente, y se volvieron más complejas para analizar.

Para la red Argentina en particular, hoy en día la misma cuenta con varios automatismos los cuales velan por mantener la estabilidad del sistema eléctrico, adelantándose a grandes desequilibrios y desconectando algunas partes del sistema para evitar un “efecto dominó” que termine provocando un gran apagón. Si bien estos automatismos aseguran actualmente la estabilidad de la red, los mismos podrían ser optimizados a futuro con un sistema que analice la red de manera global. 

Teniendo en cuenta las obras de infraestructura de la red de transmisión de los últimos años hacia una red más mallada y la incorporación de fuentes energías renovables las cuales generan cierta variabilidad en la generación de energía, estos automatismos deberían evolucionar a sistemas que se adapten mejor a las exigencias futuras para optimizar la operabilidad de la red eléctrica.

¿Cada cuánto se prevén tomar datos para realizar los análisis o es automático cada cierto periodo?

Las mediciones se actualizan en función de cómo se configure el sistema. El software actualmente puede tolerar 50 actualizaciones por segundo, es decir, una actualización cada 20 milisegundos. Se han realizado mediciones de prueba con los dos PMU instalados, uno en Pérez (en las cercanías de Rosario) y otro en Buenos Aires, pero no es posible sacar conclusiones contundentes todavía con tan pocos medidores. Hay que esperar a que haya más instalados.

¿Se realizó alguna adaptación significativa al centro de operación de CAMMESA para incorporar este sistema?

No fueron necesarios grandes cambios hasta el momento ya que los requerimientos de hardware son relativamente bajos. Se necesita una CPU para configurar el sistema y una por cada operador que vaya a utilizar la interfaz de usuario. Adicionalmente, un set de servidores para procesamiento de datos y el almacenamiento de la información registrada. Luego, están los equipos de comunicaciones como switches, routers, etc. que se irán ampliando con la inclusión de los nuevos PMU si hiciera falta.

¿Existe antecedentes de esta tecnología en la región? 

En Latinoamérica, México fue uno de los pioneros comenzando con estos sistemas hace más de dos décadas. Lo siguió Brasil, motivado principalmente por el apagón de marzo de 1999 desarrollando la tecnología. En los últimos años se han implementado estos sistemas en Colombia, Ecuador, Perú y Argentina, y hasta donde sabía, Chile también estaba en fase de adquisición e implementación.

Hasta el momento, estos sistemas tienen una función de monitoreo y permiten al operador de la red contar con información mucho más precisa del funcionamiento del sistema eléctrico para poder tomar mejores decisiones frente a situaciones de inestabilidad y perturbaciones. La gran potencialidad radica en la futura implementación de toma de decisiones automáticas por parte del software pudiendo reconfigurar la red eléctrica en base al procesamiento de la información registrada.

Para que esto sea posible, debemos apostar a la digitalización de la red eléctrica tomando cada vez mayor cantidad y calidad de datos y converger hacia el concepto de redes inteligentes.

¿Cuál es el valor agregado de este sistema?

Siemens viene a la vanguardia de este tipo de sistemas, cuenta con mucha experiencia a nivel mundial además de los países de Sudamérica que mencioné anteriormente. En Europa por ejemplo adquirimos expertise en Alemania, Suiza y Holanda, y los especialistas que lideraron los procesos en estos países participan constantemente y dan su apoyo, sobretodo porque cada implementación es una solución a medida, no es un producto cerrado, y aquello requiere un análisis detallado.

Además, otro valor agregado de Siemens es que no sólo desarrolla el software sino que también es fabricante de los equipos de medición y no siempre hay coincidencia en muchas empresas que puedan ofrecer todo el sistema.