Modernización de distribución en Kentucky

En el pasado, los sistemas de distribución de LG&E y KU dependían principalmente de los relés electromecánicos para evitar que los conductores y los equipos sufrieran fallas eléctricas. Sin embargo, los relés electromecánicos no cuentan con las características de comunicaciones y protección que tienen los relés modernos basados en microprocesador. Estas características permiten mayores capacidades de automatización y una mayor visibilidad del sistema, dos de los objetivos principales de LG&E y KU respecto de la centralización de su funcionamiento de red.

“Durante muchos años, hemos brindado nuestros servicios a los clientes de forma confiable con este equipo antiguo”, dijo Tony Durbin, administrador de la ingeniería, la construcción y el mantenimiento de las subestaciones de distribución en el área de servicio de LG&E. “Ahora estamos tomando las medidas para implementar más automatización con la intención de proveer mejor confiabilidad y mejor seguridad pública”.

Como parte del plan de funcionamiento de red centralizado más amplio de LG&E y KU, las empresas suministradoras de energía han estado instalando restauradores electrónicos en sus líneas de distribución de energía desde 2017; y en 2021, implementaron satisfactoriamente nuevos sistemas avanzados de automatización. Estos sistemas de automatización se comunican con restauradores y equipos en el campo para detectar y aislar las fallas que surjan, lo que permite que ambas empresas suministradoras de energía redirijan la energía en la zona afectada y restablezcan el servicio a la mayor cantidad de clientes posibles. Para aprovechar al máximo estas capacidades, era necesario instalar los relés basados en microprocesador en ubicaciones clave en cada sistema de potencia de las empresas suministradoras de energía.

Los equipos de LG&E, KU y SEL trabajaron en conjunto para adaptar su programa de reemplazo de relés electromecánicos con el fin de abordar dos desafíos diferentes: uno de ellos comprendía los paneles de equipos de interrupción en interiores del área de servicio urbano de LG&E; y el otro desafío tenía que ver con los interruptores al aire libre en el área rural de KU.

Para LG&E, los equipos de trabajo debían actualizar las unidades terminales remotas (UTR) y reemplazar los relés en las casetas de control de la subestación cortando e instalando paneles de equipos de interrupción personalizados que contienen los nuevos relés basados en microprocesador.

La situación en el área de servicio de KU presentaba desafíos completamente diferentes.

“No teníamos SCADA en gran parte del área de KU”, dijo Koller. “Es un área muy grande que abarca 77 condados, la mayoría de los cuales son rurales y tienen capacidades de comunicaciones limitadas”.

En lugar de una caseta de control, los relés electromecánicos y los dispositivos de control se instalaron al aire libre, en los gabinetes de cada interruptor. Según la antigüedad y el estilo del interruptor, el equipo de trabajo debía reemplazar el interruptor completo por el paquete de relé nuevo o reemplazar el panel del relé dentro del gabinete de los interruptores existentes para expandir la red SCADA.   

 “Expandir nuestras capacidades de SCADA nos da más visibilidad respecto de lo que está sucediendo en estas áreas de servicio”, continuó Koller.

“Tenemos una larga trayectoria de confiabilidad, motivo por el cual nuestro enfoque con respecto a estas actualizaciones se centró en no afectar la confiabilidad de nuestros clientes de distribución”, admitió Koller.

 LG&E y KU ya sabían dónde querían comenzar con su solución.

“En casi todo lo que hacemos están presentes los productos de Schweitzer”, explicó Durbin. “Eso nos hizo sentir un poco de comodidad; es decir, el hecho de contar con personas de la misma empresa para ayudarnos a diseñar y construir”.

Se necesitó crear estándares nuevos y compartirlos entre los diferentes equipos para garantizar que todos estuvieran de acuerdo.

La colaboración constante entre ambos equipos trajo dio lugar a una solución que cumpliría mejor con el amplio abanico de necesidades de las subestaciones de LG&E y KU. En cada instalación, el sistema de protección SEL-351S funcionaría como el relé principal, con el relé de protección de alimentador SEL-751 que opera como respaldo. Para la protección diferencial del transformador, se optó por el relé de voltaje y corriente diferencial SEL-387E, mientras que el controlador de automatización en tiempo real (RTAC) SEL-3555 cumplía funciones de automatización y operaba como la nueva UTR de la subestación para obtener información de los relés. Los datos recopilados se enviaban a través de un multiplexor Ethernet ICON SEL a todas las redes SCADA existentes y nuevas de la empresa suministradora de energía.

“El propósito de este diseño era proporcionar los datos necesarios para los sistemas de automatización con el fin de administrar una red de autorecuperación que pudiera aislar los puntos problemáticos”, dijo Neely.

Según el tamaño de la subestación, se usaría un gateway de seguridad Ethernet SEL-3620 o un gateway de seguridad SEL-3622 para aumentar la seguridad cibernética y proporcionar acceso remoto a los ajustes y la configuración.

Por último, para abordar la falta de acceso de SCADA en las áreas de cobertura rurales, esa misma solución sería integrada en el relé y el estándar de protección de KU junto a las comunicaciones celulares para crear una conexión inalámbrica segura con el centro de control.

Después de haber desarrollado una solución que pudiera ser estandarizada, el próximo paso sería programar las interrupciones de servicio para actualizar el equipo sin alterar el servicio a los clientes de la empresa suministradora de energía.

“Normalmente, programamos interrupciones de servicio en la primavera y el otoño, porque nos resulta muy difícil programar interrupciones de servicio en el verano o el invierno”, explicó Durbin. “Debido a las temperaturas extremas, la carga es alta cuando se usa el aire acondicionado o la calefacción”.

Ya que no se contaba con la mitad del año para una posible programación, el equipo de SEL tenía que estar preparado para trabajar en el momento en que la empresa suministradora de energía pudiera conmutar el servicio a los clientes para la interrupción de servicio. Afortunadamente, el enfoque único de los proyectos de modernización del equipo, es decir, usar paneles prefabricados listos para la instalación del producto, hizo que fuera más fácil seguir siendo flexibles y coincidir la disponibilidad en las áreas de servicio de LG&E y KU.

“Usamos plantillas perforadas con anterioridad que podemos colgar, marcar y cortar”, dijo Perry. “Nos ayuda a mantener todo prolijo para nuestros clientes y, además, acorta la ventana de interrupción de servicio, reduce los precios y mejora la calidad”.

Una vez que se produce la interrupción de servicio, el equipo de Perry, una cuadrilla de contratistas locales y los técnicos de las empresas suministradoras de energía se ponen a trabajar. Durante los días de la interrupción de servicio programada, retiran el equipo obsoleto de los paneles de equipos de interrupción, instalan los relés nuevos y lo conectan con un RTAC y ICON SEL.

Sin embargo, en las áreas de servicio rurales, el proceso es un poco más complicado. Para reemplazar los interruptores, a menudo se necesita excavar para instalar los conductos nuevos bajo tierra o colocar cemento para hacer una nueva base. Solo así se pueden instalar los nuevos interruptores y cablearlos al sistema con un enrutador celular.

“Han hecho una ciencia de esto”, dijo Koller. “Llegados a este punto, podemos realizar la interrupción de servicio un lunes a la mañana y restablecer el servicio el viernes por la tarde”.

En 2019, las empresas suministradoras de energía y SEL se asociaron para modernizar completamente más de 130 paneles de equipos de interrupción.