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Gracias al Big Data, mediante el monitoreo y mantenimiento de la red norteamericana de electricidad de Estados Unidos se ha logrado geovisualizar en tiempo real para mantenerla funcional 24/7.

La red norteamericana es una red interconectada que genera y distribuye electricidad en todo el territorio continental de los Estados Unidos y partes de Canadá y México. Esta consiste en una compleja red de plantas de energía y transformadores que están conectados por más de 450,000 millas de líneas de transmisión de alto voltaje. Aunque el monitoreo y el mantenimiento de la salida eléctrica de diferentes partes de la red recaen en varias entidades diferentes, deben trabajar sinérgicamente para mantener todas las luces encendidas.

Esto requiere tomar mediciones en tiempo real de la producción y el uso de electricidad y tomar decisiones en fracciones de segundo utilizando este big data, por lo que un coordinador de confiabilidad, Peak Reliability, está comenzando a depender en gran medida de la plataforma de nuestro partner Esri.

Debido a que la electricidad no se almacena, es fundamental monitorear y mantener continuamente el equilibrio entre la demanda y la generación. La red norteamericana es supervisada por la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte, una autoridad reguladora internacional sin fines de lucro que es responsable de la confiabilidad y seguridad del sistema de energía a granel de América del Norte.

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«Peak determina los límites operativos de confiabilidad para los operadores de transmisión, las autoridades de equilibrio y los proveedores de servicios de transmisión [que trabajan] en la Interconexión Occidental», dijo Dayna Aronson, arquitecta de soluciones empresariales para Peak Reliability. «Esto significa que si una compañía posee y opera instalaciones de transmisión, se requiere que opere esas instalaciones de acuerdo con los límites de confiabilidad que establece Peak».

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Estos límites se basan en los estudios detallados que WECC realiza sobre las capacidades de las líneas de transmisión y los modelos de red que Peak revisa continuamente mientras monitorea toda la interconexión occidental en tiempo real.

«Dado que archivamos todos los datos en tiempo real relacionados con las líneas de transmisión a lo largo de la Interconexión Occidental, podemos determinar qué sucederá con cualquiera de las líneas si excede nuestras recomendaciones de carga, examinando los datos históricos», dijo Aronson.

Peak tiene alrededor de 440,000 etiquetas (mediciones específicas de carga eléctrica tomadas en distintos momentos) en el sistema, y más de 160,000 de ellas son puntos SCADA, o piezas de información, como un interruptor abierto o cerrado, que son leídas por un dispositivo en el sistema de energía.

«Recibimos información de cada 10 segundos», dijo Aronson. «Por lo tanto, los archivos EMS PI aumentan aproximadamente 5 gigabytes por día».

Además, Peak ha desplegado una red sincrofasor en la Interconexión Occidental. Los dispositivos de la unidad de medición de fasor en esta red toman mediciones eléctricas que hacen que Peak sea más consciente de las condiciones en toda la red y ayudan a la compañía a responder rápidamente a cualquier cosa inusual para que pueda reducir los posibles cortes de energía.

«A través de esta red, estamos recopilando otras 4.000 mediciones que se actualizan 30 veces por segundo, y el archivo phasor crece unos 64 gigabytes diarios», dijo Aronson. «Además, hay otros 150,000 elementos en nuestro PI Asset Framework que proporcionan datos que monitoreamos continuamente y luego archivamos».

En la plataforma de visualización de picos (PVP), cada punto azul es una subestación, y la información sobre las subestaciones seleccionadas (resaltadas en rojo) aparece en los widgets. Cuando una línea en el mapa está resaltada en verde, indica que la línea está fuera de servicio.

Por ejemplo, mostrado arriba: En la plataforma de visualización de picos (PVP), cada punto azul es una subestación, y la información sobre las subestaciones seleccionadas (resaltadas en rojo) aparece en los widgets. Cuando una línea en el mapa está resaltada en verde, indica que la línea está fuera de servicio.

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Todos los datos generados por estas mediciones en tiempo real y las 8.000 subestaciones que monitorea Peak se introducen en la sala de control de la compañía. Allí, los operadores revisan continuamente más de 13,000 pantallas de datos principalmente tabulares para buscar anomalías en el sistema que podrían provocar interrupciones en la red. Además de estas numerosas pantallas, Peak tenía problemas de compatibilidad entre varios de los sistemas que había desarrollado o comprado a lo largo de los años.

Debido a la escala de sus operaciones y la necesidad de proporcionar un método para que sus operadores detecten y resuelvan problemas más fácilmente, Peak se propuso desarrollar un sistema basado en tecnologías de nuestros partners Esri y OSIsoft que le permitiera monitorear y visualizar los datos de sus sensores.

«Comenzamos el desarrollo de la Plataforma de Visualización Peak (PVP) a fines de 2015, y nos tomó alrededor de un año y medio completarlo», dijo Aronson. «PI Integrator for Esri ArcGIS se implementó para conectar PI System de OSIsoft con la plataforma ArcGIS para permitir la visualización de SCADA y otros datos de sensores dentro de un contexto geoespacial».

«Esencialmente, utilizamos el Protocolo ICCP para transmitir estos datos tanto a nuestro EMS como a nuestra aplicación PI Data Archive», dijo Aronson. «[ArcGIS] GeoEvent Server luego extrae esa información de los archivos de PI y la entrega a ArcGIS con fines de mapeo, que es la forma en que obtenemos los datos del sensor en tiempo real para impulsar la visualización de los mapas en Operations Dashboard. Esto proporciona una conciencia situacional crítica para nuestros operadores cuando tienen que tomar decisiones rápidas».

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