• Análisis experto de la gestión de los cortes de energía de los servicios públicos

IT technician on his tablet using facility management software
Horquilla de costes anuales estimada por fallos de suministro relacionados con el clima (Cortesía del Departamento de Energía de EE. UU.) El coste anual estimado de los fallos de suministro en EE. UU. oscila entre 10.000 y 75.000 millones de dólares

Para las compañías eléctricas, el peor de los casos es un fallo de suministro en un área múltiple, simultáneo y extendido que tenga como consecuencia clientes insatisfechos y altos costes por restauración y energía perdida. Por ejemplo, en EE. UU. el coste anual estimado de los fallos de suministro oscila entre 10.000 y 75.000 millones de dólares, con un promedio de 26.000 millones de dólares al año durante 10 años.

El coste anual estimado de los fallos de suministro en EE. UU. oscila entre 10.000 y 75.000 millones de dólares

Las compañías eléctricas utilizan sistemas de gestión de fallos de suministro (OMS) para gestionar la red eléctrica y restaurar el suministro durante una interrupción del servicio. Un sistema OMS identifica y predice posibles fallos de suministro de la red y gestiona las actividades de restauración con el objetivo de reducir el impacto económico de esos fallos de suministro.

Los sistemas más avanzados pueden reducir hasta en un 25% el tiempo fuera de servicio y los costes correspondientes, pero un sistema OMS tradicional tiene dos defectos básicos:
• La falta de una representación en tiempo real del modelo de red inteligente
• Integración ineficaz o inexistente con los sistemas que monitorizan y controlan la red

Aunque un OMS puede funcionar como se esperaba, estas brechas dan como resultado una visión fragmentada de la red a los operadores del sistema que puede conducir a errores humanos, complicaciones innecesarias y flujos de trabajo no óptimos.

Desafío 1: Un modelo de red en evolución

El objetivo primordial de un sistema OMS es entender dónde encajan en la red los distintos clientes de una compañía eléctrica, con el fin de analizar la ubicación y la extensión de un fallo de suministro. Un análisis preciso depende de un modelo de la red que mapee las conexiones de los clientes.

Pero el mantenimiento de un modelo actualizado de la red operativa en un OMS no es simple. Los sistemas de distribución sufren cambios diarios debido a la configuración operativa, adiciones a la red y cambios rutinarios por mantenimiento. Los cambios pueden provenir de diferentes fuentes, como operaciones del centro de control, equipos de mantenimiento y construcción, y el personal de servicio.

Un modelo de red obsoleto puede hacer que un sistema OMS emita un diagnóstico equivocado de un fallo de suministro, lo cual se traduce en el envío de equipos de reparación a una ubicación incorrecta y en el aumento de la duración de un fallo de suministro. Además, los operadores pueden llegar a no confiar en la información que proporciona un OMS, o incluso descartarla.

Desafío 2: Integración de herramientas dispares

Cuando la integración de sistemas es deficiente, los operadores no tienen una visión clara de su red. Muchas compañías eléctricas crean “soluciones alternativas” para compensar, frecuentemente con un proceso manual para combinar la información de un sistema SCADA y/o un sistema de gestión de distribución (DMS) con la de un sistema OMS y a la inversa. Esta navegación bidireccional enrevesada entre sistemas puede afectar a la expedición de equipos de reparación y provocar errores y malas decisiones durante los fallos de suministro.

Sin embargo, la integración de herramientas en tiempo real como un sistema SCADA o DMS con un sistema OMS resulta problemática. Las compañías eléctricas prefieren operar sus sistemas de mando y control sobre redes independientes en circuito cerrado para garantizar el rendimiento y la seguridad. Además, las unidades de negocio de operaciones controlan estos sistemas vitales en lugar de hacerlo un departamento de IT corporativo centralizado. Esto puede dar como resultado un menor enfoque en los estándares y la arquitectura de integración, lo cual puede complicar aún más posibles iniciativas de integración.

Capacidades únicas de los sistemas ADMS

Con millones de puntos de datos en red para procesar y diversos recursos energéticos distribuidos para integrar, un sistema DMS tradicional no puede analizar los grandes volúmenes de datos necesarios para gestionar una red inteligente. En lugar de eso, muchas compañías eléctricas cuentan con un sistema de gestión de distribución avanzada (ADMS).

Un ADMS pone las herramientas de análisis de fallos de suministro y de expedición de equipos junto a las de control, flujo de carga y optimización de la red, lo cual propicia un flujo de trabajo de respuesta más rápida y menos propenso a errores. Un ADMS elimina el problema de la modelización de la red, lo cual permite usar la funcionalidad de un sistema OMS contra un modelo en tiempo real y residente en memoria de SCADA / DMS. Un modelo de red única y de alto rendimiento para SCADA, DMS y OMS mejora la precisión y el rendimiento, y elimina la necesidad de sincronizar datos entre modelos dispares.

Mejor rendimiento de OMS

Una red más inteligente requiere herramientas robustas para administrar tanto las operaciones normales como las de emergencia. Un sistema OMS resulta fundamental para predecir y gestionar los fallos de suministro. Además, las aplicaciones OMS móviles aportan aún más prestaciones a los equipos sobre el terreno y hacen que las comunicaciones entre los equipos de reparaciones y la sala de control resulten más estructuradas y fiables.

Al combinar un OMS con las herramientas y las ventajas de un DMS se crea un poderoso ADMS y se simplifica en gran medida el trabajo de los operadores de la red en beneficio tanto de los clientes como de las empresas eléctricas.

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