tecnologias de informacion aplicadas a redes inteligentes de … · 2012-03-16 · en tiempo real...

TECNOLOGIAS DE INFORMACION APLICADAS A REDES INTELIGENTES

DE DISTRIBUCION ELECTRICA

ESPECIALIDAD: ELECTRICA

Luis Rancé Comes

Ingeniero Mecánico Electricista

México, D.F. 15 de Marzo de 2012

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Especialidad: Eléctrica! ! ! 2!

CONTENIDO

Resumen Ejecutivo…………………………………………………..03

Introducción……………………………………………………………..04

Entorno Global………………………………………………………….06

Hacia la optimización……………………………………………….09

Soluciones diversas………………………………………………….10

Integración única……………………………………………………..23

Conclusiones……………………………………………………………..27

Referencias……………………………………………………………….29

Curriculum Vitae……………………………………………………….30

APENDICE I (Glosario)……………………………………….…...32

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RESUMEN EJECUTIVO

El presente trabajo pretende aportar a la Academia de Ingeniería una visión de lo que debe ser una solución integrada y avanzada de las tecnologías de la información para convertir las redes eléctricas de distribución en una auténtica “red inteligente”. El término tan en boga de “Smart Grid” puede tener muchas interpretaciones y servir como pretexto publicitario para la venta e instalación de una gran variedad de equipos y productos que, sin duda, podrán formar parte de soluciones modernas para conseguir que las redes de distribución sean más eficientes, seguras e interactivas con los usuarios. Sin embargo sin un concepto informático integral, todos estos equipos y productos no podrán constituirse por si mismos en una “red inteligente” o “Smart grid”. En este trabajo se plantea la conceptualización del “cerebro” de la red inteligente.

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I. INTRODUCCIÓN

Tradicionalmente, el subsector Distribución y Comercialización dentro de la organización de las empresas eléctricas, ha sufrido un retraso tecnológico con respecto a los otros 2 subsectores: Transmisión y Generación. La tecnología de la información (TI) evolucionó muy rápidamente, desde los años 70, hacia sistemas de monitoreo y control en tiempo real de las redes de potencia de las empresas eléctricas de todo el mundo, al incrementarse la gran complejidad de las redes, las grandes interconexiones, y la cantidad de centrales generadoras involucradas en las mismas redes, de diversos tamaños, de diferentes fuentes primarias de energía (nuclear, hidrocarburos, hidráulica, etc.). Esas causas históricas fueron el detonante para esa gran evolución tecnológica en sistemas de control en tiempo real, y en los destacados avances en los programas de aplicación: tales como: estimador de estado de la red, flujos óptimos, cálculo de corto-circuito en línea, pronóstico de la demanda, despacho económico, análisis de contingencias, etc. etc.

Por su lado, el área de Distribución, por su naturaleza misma de ser redes independientes que suministran el servicio eléctrico en determinadas regiones, o ciudades, fueron desarrollando herramientas, sistemas, y productos que les permitieran suministrar el servicio de la forma más segura y rentable posible, pero con bastante independencia del resto de la organización en los niveles de Transmisión y Generación. Eso permitió que florecieran muchas aplicaciones, tecnologías, procedimientos, productos, etc., pero sin un objetivo claro de integración con el resto de la empresa. Además la infraestructura existente, generalmente obsoleta y deteriorada, permitía sin embargo, seguir realizando la función de distribuir y comercializar el servicio eléctrico, a pesar del mal estado de las instalaciones. Los presupuestos de Distribución solían ser los más castigados e incomprendidos, la

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mayoría de las veces. Sobre todo, esta situación se daba cuando la empresa eléctrica es un monopolio, y se agudizaba más cuando el monopolio es en todo un entorno nacional. Actualmente se están haciendo esfuerzos mundialmente para hacer más eficiente el suministro eléctrico a nivel del cliente final. Inclusive ya no se les llama usuarios, o abonados, ahora se está haciendo énfasis en llamarles Clientes, y en concentrar las políticas y la aplicación de las tecnologías de la información en acercarse más al cliente, buscando su satisfacción, y al mismo tiempo optimizando el servicio, y minimizando los gastos y las pérdidas, tanto técnicas cono no técnicas. En otras palabras, este subsector de la distribución y la comercialización de la electricidad está recibiendo un gran impulso con la aplicación de nuevas tecnologías, y cuyo nombre genérico que se ha puesto de moda es : “Smart Grid”

En la figura 1 se muestran esquemáticamente los 4 niveles básicos de una red eléctrica: Generación, Transmisión, Transformación y Distribución. Es en este último nivel donde está enfocado este trabajo.

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II. ENTORNO GLOBAL

Los factores clave que están cambiando radicalmente el modelo de negocio de la distribución y comercialización eléctrica son muchos y muy variados:

*Sustentabilidad

*Cambios regulatorios

*Envejecimiento de la infraestructura

*Cambio climático

*Interacción de los clientes

*Confiabilidad de la red

*Sistemas aislados

*Generación distribuida

*Dificultades financieras

*Energías renovables

*Envejecimiento de los expertos

*Eficiencia de la red

*Crecimiento de la demanda

Las redes y sus componentes se están acercando, si no es que han rebasado ya con creces, a su ciclo de vida útil, y el personal más capacitado para operar con métodos tradicionales, pero aún en uso, están jubilándose, o cerca de la jubilación. Eso significa altos costos de reemplazo, tanto de la infraestructura como del personal.

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Por otro lado la demanda sigue creciendo, y países con altísimo índice demográfico, como China y la India, siguen creciendo a un ritmo muy acelerado, incorporando millones de seres humanos a la cultura del bienestar y del alto consumo de energía eléctrica. Como consecuencia la construcción de nuevas centrales generadoras y el incremento de líneas de transmisión de alta y media tensión, siguen creciendo también en forma acelerada, con los consiguientes costos y el alto impacto ambiental que ocasionan.

El impacto ambiental ya está en la conciencia globalizada de la Humanidad, y se asumen compromisos para disminuir sus consecuencias que implican responsabilidades conjuntas de los países. Es decir, tanto los reguladores, como los productores y comercializadores, y también los consumidores, están involucrados en este compromiso de largo plazo: la sustentabilidad del planeta.

Estas tendencias modifican las prioridades que antes se manejaban con un alto índice de ingrediente político. Las presiones que el mundo globalizado e informado en todo momento, obligan a las empresas eléctricas a cambiar sus estrategias y ser más competitivas y eficientes. Los cortes eléctricos, inevitables a veces, tienen cada vez un mayor costo económico, político y social.

Hoy en día las redes de distribución eléctrica y sus consumidores ya están dejando de ser pasivos. Una de las razones de esta situación es la instalación, cada vez más frecuente, de pequeñas unidades generadoras en las redes de media y baja tensión (generación distribuida, vehículos eléctricos, recursos renovables, posibilidad de almacenar energía, etc.), con las consecuencias inherentes de un incremento en la aplicación de sistemas de automatización y operación remota.

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La confiabilidad y continuidad del sistema sigue siendo la mayor prioridad, así como los requerimientos de calidad del servicio, y del incremento constante de la capacidad de generación. Los consumidores se interesan cada vez más en participar en el mercado eléctrico y en los programas de administración de carga en los niveles de bajo voltaje. Por lo tanto se están potenciando la administración eléctrica del lado de la demanda (Demand Side Management) y la comunicación bidireccional, así como el desarrollo del modelado de la red y estrategias de control utilizando medidores inteligentes.

Sin embargo el incremento de la capacidad instalada de generación se está quedando atrás del incremento generalizado de la demanda, lo que impone la necesidad de soluciones alternativas, y cuyo nombre genérico es “Smart Grid”.

En una encuesta de mercado realizada a nivel mundial por Microsoft en Marzo de 2010, se obtuvieron los siguientes resultados:

• Solo el 8% de las empresas eléctricas del mundo han completado proyectos de Smart Grid

• Solo el 37% de las empresas están ejecutando proyectos de Smart Grid

• Más de la mitad aún no han empezado ningún proyecto

• El 70% de las empresas piensa que la pieza de software más importante es el DMS (Distribution Management System)

• En 2013 la mitad de las empresas eléctricas esperan ofrecer tarifas TOU (Time of use) a sus clientes

• Únicamente el 9% de las empresas creen que la arquitectura de los sistemas que actualmente tienen, podrán soportar las implantaciones de proyectos Smart Grid

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• El 75% de las empresas creen que sus presupuestos de sistemas para proyectos Smart Grid aumentará en los próximos 2 ó 3 años.|

Actualmente se estima que el mercado potencial global para inversiones en “Smart Grid” es del orden de 90 billones de dólares por año, y de esa cantidad, el 22% será para proyectos de IT (Tecnologías de la Información) (software y hardware). Obviamente hay grandes diferencias entre las distintas economías y las prioridades de cada país. El liderazgo en el mercado para estos proyectos lo llevan en Europa y Norteamérica, sin embargo países como Brasil, China e India han iniciado programas muy agresivos. En Estados Unidos está el 25% del mercado potencial mundial, y ya se han puesto en marcha programas e incentivos del gobierno para activar esas inversiones.

III. HACIA LA OPTIMIZACIÓN

Prácticamente todas las empresas eléctricas del mundo tienen aplicaciones avanzadas en tecnologías de la información para hacer factible la operación más segura y económica posible de las redes eléctricas, pero la diversidad de las mismas y su naturaleza de aplicaciones aisladas para resolver problemas específicos o puntuales, han generado un problema de integración muy importante para optimizar los objetivos del negocio y del servicio de dichas empresas eléctricas.

Por otro lado el crecimiento de la demanda tiende, cada vez más, a “ganarle” el paso a la capacidad del sistema eléctrico. En la figura 2 se muestra como, aplicando tecnologías de optimización, se incrementa la capacidad del sistema sin que ello implique hacer grandes inversiones en infraestructura. En otras palabras, optimizando la operación de la

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red, pueden diferirse varios años las inversiones necesarias para cubrir la demanda creciente.

Figura 2

IV. SOLUCIONES DIVERSAS

En paralelo con la red eléctrica en sus diferentes niveles: generación, transmisión, transformación y distribución, debe haber otra red de elementos de hardware, software y telecomunicaciones cuya función integrada es la de monitorear, controlar y administrar dicha red eléctrica, como se muestra en la figura 3, donde las siglas AGC (Automatic Generation Control) es el Control Automático de Generación), EMS (Energy Mangement System) es el Sistema de

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Gestión de la Energía, y Energy Trading son las transacciones de energía en un mercado eléctrico abierto y plural. Pero esos términos y conceptos no se van a tratar en este trabajo.

Figura 3

En el dominio de la Distribución, de forma enunciativa y en el órden de prioridades en que deberían ser incorporados estos elementos informáticos, se mencionan a continuación los siguientes:

a) Sistemas de Información Geográfica (GIS). Esta aplicación es el punto de partida o la base del modelado de una red de distribución eléctrica. Un Sistema de Información Geográfica se puede definir como “un conjunto de funciones automatizadas que

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proporciona capacidades avanzadas de almacenamiento, recuperación, manejo y despliegue de datos localizados geográficamente”. Otra definición existente es: “un conjunto poderoso de herramientas informáticas para capturar, almacenar, recuperar, modificar y desplegar bajo demanda, los datos ubicados en el espacio en el mundo real”.

En un GIS se incluye información proveniente de una ingeniería, o datos capturados por sensores remotos, volcados sobre una cartografía representativa de la superficie de la tierra a escala del mundo real y del espacio real. Con la aplicación de los GIS se han elaborado sistemas de información catastral, de imágenes reales de predios, de aplicaciones urbanísticas, de delimitación de propiedades, administración de recursos naturales, y por supuesto de redes de ductos de agua, de gas, de telecomunicaciones, eléctricas, etc.

b) Herramientas informáticas de configuración y modelado de una red eléctrica sobre un GIS. Estas aplicaciones son prácticamente indispensables para una configuración ágil y segura de una red de distribución con toda la información necesaria: alimentador, seccionadores, transformadores, equipos de medición, capacitores, restauradores, acometidas, apartarrayos, sistema de comunicaciones (fibra óptica, radio, microondas, satélite, etc.)

Debe tener un módulo de diseño con un catálogo de diferentes arreglos eléctricos estandarizados que simplifiquen la elaboración de la base de datos del modelo de la red. También debe tener un módulo administrador de la red de fibra óptica que permitirá el despliegue y análisis de la misma y que optimicen la conectividad en base a las necesidades operativas para generar reportes y diagramas esquemáticos.

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Otra utilería necesaria es un administrador de los ductos (en el caso de cables subterráneos), donde se contemple la infraestructura existente, la necesaria, calibres, etc.

Es conveniente tener también un módulo diseñador express para obtener esquemas estandarizados de construcción que permita la estimación aproximada del costo de la misma.

Así mismo se necesitará un módulo que concilie las necesidades de la red eléctrica, con la base de datos geográfica.

Otro módulo práctico e interesante es el destinado a soluciones óptimas de movilidad, muy útil para el personal de campo.

Y finalmente debe haber un módulo que permita la importación automática de la información de la red a un Sistema de Administración de la Distribución (DMS), que se verá más adelante.

Estas herramientas deben ser de utilización amigable para el personal de operación, mantenimiento y diseño de las redes de distribución eléctrica, que son, normalmente, muy dinámicas, con muchos cambios y modificaciones.

c) Sistema de Control Suprevisorio y Adquisición de datos (SCADA).- (Supervisory Control and Data Acquisition). Son sistemas computarizados que procesan información proveniente de campo, en tiempo real, y que pueden controlar y monitorear infraestructuras industriales, o procesos continuos de producción, transporte, generación, redes eléctricas, de gas, de petróleo, de productos refinados, de agua, de telecomunicaciones, etc.

Un SCADA se compone de varios subsistemas:

*Interfaz Hombre-Máquina (MMI).-(Man-Machine Interface) Son los dispositivos y elementos de software que le permiten al operador estar en comunicación en tiempo real con el proceso y

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sus variables, fijar límites de supervisión y alarma, tomar decisiones en situaciones críticas, hacer diagnósticos, tendencias, pronósticos, mantenimientos programados, etc. La información se le presenta al operador en forma gráfica, esquemática, o mediante una cartografía coincidente con el entorno a controlar. Así mismo contiene las utilerías de cómputo necesarias para crear o modificar la topología de una red, o el arreglo físico de una instalación

*Un sistema de cómputo que adquiere la información proveniente del proceso y envía comandos de control al mismo. (Centro de Control). Normalmente se ha utilizado la práctica de tener redundancia total en estos sistemas, estando una computadora con sus periféricos “en línea”, y otro conjunto de equipos igual en “stand by”. Cuando la que está en línea falla, la otra toma automáticamente el control de proceso con la misma base datos y el estado real de las variables antes de la falla.

*Unidades Terminales Remotas (RTUs) (Remote Terminal Units), que reciben las señales en tiempo real de todos los sensores del proceso y los convierte en señales digitales enviando los datos al Centro de Control.

*Controladores Lógicos Programables (PLCs), que se utilizan en campo por su versatilidad, flexibilidad, facilidad de configuración, y su precio económico. Usualmente los PLCs asi como las RTUs tienen su propia “inteligencia” para ejecutar en forma autónoma procesos o rutinas en forma independiente de la Computadora Maestra, o Centro de Control. Una de las ventajas de la tecnología actual es que se cuenta con protocolos de comunicación abiertos, es decir que no son propietarios o exclusivos de un fabricante o integrador, y que además cuentan con las facilidades para integrar prácticamente todos los protocolos existentes en el mercado.

*Infraestructura de Comunicaciones que permiten la conectividad de las RTUs con el Centro de Control. En este caso también se debe de tener redundancia para no depender de un

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solo sistema de comunicación o canal. Por ejemplo operar con una red de fibra óptica, respaldada por una red de comunicaciones vía satélite. En la actualidad se pueden utilizar con mucha confiabilidad, redes existentes de comunicación celular, utilizando sofisticados métodos de encriptado de las señales.

*Instrumentación de campo necesaria para monitorear las variables que participen en el proceso a controlar, los cuales mediante transductores convierten señales analógicas en señales digitales.

Un SISTEMA de CONTROL DISTRIBUIDO se diferencia de lo que se conoce como SCADA porque, como su nombre lo indica, el “cerebro” o sistema de cómputo está distribuido físicamente en diferentes lugares de la planta de proceso, y usualmente intercomunicada mediante una red LAN (Local Area Network). En cambio un SCADA monitorea y controla variables en áreas físicamente alejadas unas de otras en grandes zonas geográficas: redes de ductos de hidrocarburos, redes eléctricas, redes de agua, etc.

Un tema importante es la SEGURIDAD en el software de control de estos sistemas. Mediante técnicas que blinden el software operativo contra ataques cibernéticos de “hackers”, se ha ido consiguiendo una alta confiablidad contra esas contingencias, que hacen vulnerable el control y monitoreo de procesos de misión crítica, como lo son, sin duda, las redes de distribución eléctrica.

d) OMS (Outage Management System) – Es una aplicación que funciona sobre la infraestructura de un SCADA que monitorea y controla todos los interruptores involucrados en la red de distribución y cuyas funciones primordiales son:

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• Localización o predicción del interruptor o seccionador que debe operar cuando exista una falla en el circuito alimentador.

• Determinar las prioridades y posibilidades de reconexión administrando los recursos disponibles dentro de la estructura de la red para hacer frente a la emergencia, disminuir el área afectada y la duración del apagón.

• Proveer información sobre el impacto de la falla, el número de usuarios afectados, y los reportes a los administradores de la empresa eléctrica, los medios de comunicación y las autoridades reguladoras, lo que como consecuencia genera confianza y satisfacción de los clientes.

• Calcular un estimado del tiempo de interrupción.

• Gestión de las cuadrillas de campo que participen en la normalización del servicio.

• Calcular el número de elementos necesarios y equipos de transporte requeridos para la reparación de la falla.

• Llevar estadísticas e índices de comportamiento del servicio, que determinarán el grado de confiabilidad del servicio.

El corazón de un módulo moderno de OMS está basado en un modelo detallado de la red de distribución, y obviamente soportado por la base de un GIS. Combinando las llamadas o quejas de los clientes afectados volcadas sobre el modelo de la red se puede predecir el área donde se localiza la falla, y dado que las redes de distribución eléctrica tienen forma de “árbol” o son radiales, todas las llamadas sobre un área en específico llevarán al OMS a determinar cuál es el interruptor o seccionador que deberá ser operado para aislar la falla y poder restaurar el servicio al mayor número de clientes posible.

Las llamadas de los clientes, normalmente se atienden en un Call Center utilizando un CIS (Customer Information System). Los afectados usualmente estarán ligados a la misma fuente o transformador que

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alimentará sus residencias o sus negocios, lo cual también permite llevar estadísticas muy precisas de la calidad del servicio desde el punto de vista de continuidad.

Para que este módulo (OMS) tan importante para la operación eficaz de la red sea efectivo, debe tener el modelo de la red continuamente actualizado, para que la determinación de los clientes afectados sea precisa y pueda saberse en tiempo real qué clientes siguen fuera de servicio y cuáles ya han sido normalizados.

Los INDICES que se manejan para medir la confiabilidad del servicio de una red de distribución eléctrica son los siguientes:

*SAIFI (System Average Interruption Frequency Index). Este índice mide el promedio de interrupciones por cliente durante un año. O sea: num. total de interrupciones / num. total de clientes.

*SAIDI (System Average Interruption Duration Index). Es el promedio de la duración de las interrupciones por cliente durante un año. Si la duración se mide en minutos, el índice se mide en minutos-cliente. O sea: duración total de las interrupciones en un año / num. total de clientes . (En México, la Comisión Federal de Electricidad maneja el índice equivalente “TIU”, tiempo de interrupción por usuario)

Estos dos índices son los más usados para medir la confiabilidad del servicio de distribución eléctrica. Como ejemplo comparativo, los últimos datos registrados muestran que en Estados Unidos el SAIDI es de 1.5 horas al año, mientras que en Singapur es de 3 minutos al año.

e) DMS (Distribution Management System). El Sistema de Administración de la Distribución eléctrica es una poderosa herramienta que suministra en forma dinámica, y en tiempo real, la visualización, monitoreo y control de las redes apoyándose en un conjunto de módulos muy poderosos para la planeación, operación, análisis y optimización de dichas redes. Los operadores y planificadores del sistema eléctrico necesitan información

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detallada, rápida y precisa del estado actual e histórico de la red de distribución. Además la información debe presentarse en un formato útil, que permita decisiones estratégicas y tácticas optimizando la explotación del sistema de distribución, a la vez que disminuye el personal necesario para la operación y planificación.

Un DMS de última generación consiste en un paquete de software que facilite la ejecución de todas las tareas de distribución en las empresas eléctricas en forma óptima y eficiente. Todas las aplicaciones de un DMS están basadas en un modelo único de red almacenado en la base de datos relacional que es común para todas las funciones.

Debe ser capaz de facilitar a la operación de las redes con las siguientes funciones:

• Monitoreo y control dinámico de la red con las nuevas particularidades de microgeneración incluida.

• Alcanzar el mejor conocimiento de sus propias redes

• Desarrollar, diseñar y utilizar en forma más eficiente dichas redes

• Reducir sustancialmente las pérdidas eléctricas y los costos de operación

• Aumentar el rendimiento económico de la empresa eléctrica

• Mejorar la calidad y la cantidad del suministro de energía eléctrica a los consumidores.

• Administrar en forma más eficiente el mantenimiento

• Permitir un entrenamiento en simuladores de la red derivados de la base de datos en tiempo real del DMS.

El DMS debe estar integrado a un SCADA y a un GIS convirtiéndose en el “cerebro” de la operación segura y eficiente de la red.

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A continuación se enumeran los módulos básicos que debería conter un DMS de última generación:

• Modelo de la RED

• Analizador de la Topología

• Flujos de carga

• Estimador de estado

• Índices de comportamiento

• Administración de fallas

• Rutinas de restablecimiento del servicio

• Restablecimiento de las fuentes de energía

• Secuencia de eventos

• Desconexiones bajo carga

• Tiro de carga (desconexiones programadas)

• Monitoreo de puntos calientes

• Administración de órdenes de trabajo

• Administración de llamadas (OMS)

• Control de voltajes

• Control de reactivos (VAR)

• Reconfiguraciones de la red

• Pronóstico de demanda a corto y mediano plazo

• Administración de cargas

• Pérdidas de energía (técnicas y no técnicas)

• Análisis de Confiabilidad

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• Calculo de fallas (corto-circuito)

• Ajustes de relevadores de protección

• Capacidad de seccionadores y fusibles

• Administración del mantenimiento

• Valoración de la seguridad

• Planeación del desarrollo de la red

• Localización de capacitores

• Localización de RTUs

• Simulador de entrenamiento para el despachador

f) Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) (Advanced Metering Infrastructure). Consiste en una arquitectura de medición automatizada bidireccional, o sea medidores con comunicación entre la empresa eléctrica y el usuario o cliente. Esta modalidad, de reciente aplicación, permite a la empresa eléctrica tener información en tiempo real de la energía consumida por cada cliente, y a su vez permite al cliente estar informado de sus usos de energía y decidir sus consumos y tiempos en base a las diferentes tarifas existentes, o que deberían existir, en diferentes horarios.

El concepto “Smart Grid” muchas veces se confunde con esta única aplicación, aunque sin duda es una parte importante del concepto integral, pues sin esa interacción de la empresa eléctrica con el cliente, no podría hablarse una red inteligente a cabalidad.

Aunque se aplica comúnmente a la medición eléctrica, estos “medidores inteligentes”, o sea con comunicación bidireccional, también se aplican a la medición del gas natural y del agua. Estos medidores modernos no solo envían datos del consumo de

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electricidad integrado en el tiempo, sino que también notifican las fallas e interrupciones que se presentan, informan de la calidad del servicio que recibe el cliente mediante un monitoreo en tiempo real, y otras aplicaciones.

La implantación masiva de las grandes empresas eléctricas con este tipo de medidores ha hecho que los costos de estos dispositivos bajen sensiblemente, y se puedan aplicar hasta el consumidor doméstico simple. En los últimos 5 años se están instalando millones de aparatos en todo el mundo. Así mismo la tendencia a desregular el mercado con grandes grados de libertad para tener generación propia, la posibilidad cada vez más real de almacenar energía, así como la cada vez más frecuente utilización de la energía eléctrica para los automóviles lo que implica diversos dispositivos de carga en el nivel de baja y media tensión de las redes eléctricas, obliga a las empresas eléctricas a investigar nuevas tecnologías y a hacer las inversiones necesarias. En este cada vez más complejo mercado, las empresas eléctricas se enfrentan al gran reto de disminuir las pérdidas (técnicas y no técnicas) tratando de alcanzar la optimización ideal de que la distribución sea equivalente a la generación. Con la aplicación de medidores inteligentes se puede registrar cuándo y cómo es consumida la energía, y se ponderan las tarifas según los horarios y estaciones.

Con los medidores inteligentes los clientes ya no están sujetos a las estimaciones tan frecuentes en la tradicional forma de facturar que utilizan las empresas eléctricas y que siempre han sido motivo de quejas y discrepancias. Con estos medidores los clientes pueden ser capaces de administrar sus propios consumos reduciéndolos sustancialmente, mejorando sensiblemente su facturación o costo, y obviamente contribuyendo a reducir las emisiones de carbón a la atmósfera. Es decir, el cliente puede cambiar sus hábitos de consumo para lograr estos efectos favorables.

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Un problema crítico para el buen funcionamiento de los medidores inteligentes es el sistema de comunicación, ya que ésta debe ser confiable y segura de y hacia el Centro de Control del sistema eléctrico. Teniendo en cuenta la gran variedad de lugares y condiciones de clima donde se aplican, este reto puede llegar a ser tremendamente importante. Para ello se tienen varias alternativas de solución, tales como radio, fibra óptica, satélite, y la muy utilizada con las nuevas tecnologías de PLC (power line communication) o sea utilizar la propia infraestructura del cableado de la red eléctrica como medio de comunicación. No se puede perder de vista en la actualidad la utilización de redes Wi-Fi o IP (Internet Platform).

Para la gestión operativa y comercial de la mencionada infraestructura de medidores inteligentes se tiene un módulo de software llamado MDM ((Metering Data Mangement), que proporciona diversas aplicaciones, tales como:

-Planeación y gestión del despliegue de medidores inteligente

-Mejor precisión en la información al cliente y la facturación del consumo.

-Información para reportes ejecutivos dentro de la empresa eléctrica.

-Posibilidad de conexión y desconexión remota de usuarios, o de algunos de sus consumos.

-etc.

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V. INTEGRACIÓN ÚNICA

Figura 4 Arquitectura de la Solución “Smart Grid”

En la figura 4 se muestra la arquitectura ideal para una solución integrada de las aplicaciones anteriormente descritas para una red inteligente de distribución eléctrica que se constituye en una solución única donde conviven simultáneamente los módulos AMI / SCADA / GIS / OMS / DMS. El DMS provee la coordinación básica y la herramienta de toma de decisiones que permite la utilización óptima, administración y coordinación de todos los equipos e instalaciones de la red de distribución.

Obviamente la aplicación de tecnologías avanzadas para operar una red inteligente de distribución está basada en la premisa que la infraestructura básica de la red: postería, cables, aisladores,

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transformadores, seccionadores, etc, están en buenas condiciones. En muchos casos, las empresas eléctricas tienen que hacer grandes inversiones en modernizar la infraestructura básica de sus redes para llegar al punto aceptable de continuidad y calidad del servicio. Sin embargo los costos de la modernización aplicando las tecnologías descritas anteriormente es mucho más bajo comparado con las del equipo primario, pero los beneficios obtenidos son varias veces superiores a las inversiones.

La columna vertebral del sistema integrado de gestión inteligente lo componen la comunicación entre AMI y el DMS. A continuación se presentan los beneficios que pueden alcanzarse con la integración de los módulos anteriormente descritos:

a) Diferimiento de Inversiones de Capital.- (DMS, AMI, GIS, SCADA, OMS). La optimización de la operación de la red permite una mejor utilización de las instalaciones disponibles, y un diferimiento de las inversiones en nuevas construcciones. Las aplicaciones Reconfiguración Optima de la Red, Coordinación de las secuencias de switcheo, Localización óptima de Capacitores, Localización Óptima de RTUs, Planeación de la expansión de la Red, y la Regulación de Voltaje, facilitan el diferimiento de nuevas construcciones que puede representar de un 10% a un 30% dentro del horizonte planeado. Si se le agrega la función Despacho óptimo de la generación distribuida en la red se posibilita también diferir las costosas inversiones en nuevas plantas. Balanceando las cargas en los diferentes alimentadores de medio voltaje se liberan las sobrecargas y se extiende la vida útil de los equipos lo que implica también diferimiento de inversiones.

b) Mejoramiento de la Operación de la Red. (DMS, AMI, SCADA).Las pérdidas de energía en la red son técnicas y no-técnicas. A nivel mundial, en empresas eléctricas de países de

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alto desarrollo, las pérdidas técnicas son del orden del 3% al 8%, y las pérdidas no-técnicas del 3% al 8%. En México, la CFE maneja indicadores del 12% al 15%, y en el Valle de México (con la gestión de la extinta Luz y Fuerza), las pérdidas técnicas eran del 15% y las no técnicas alcanzaban el 30% ó más. Las pérdidas no-técnicas se refieren a aquellas que se consumen y no se miden (y por lo tanto no se facturan) (robos, fraudes, medidores descompuestos o “arreglados”, etc.). Las pérdidas no-técnicas se pueden monitorear mediante el balance de cada transformador de MT/BT utilizando el Estimador de Estado del DMS, y con los datos del AMI y el SCADA, y mover las cuadrillas disponibles a los lugares adecuados para investigar las causas del desbalance y corregirlas. Se puede monitorear el consumo de cada usuario con las aplicaciones de los dispositivos AMI, para ello se utiliza eficazmente el Estimador de Estado y los Flujos de Carga. Para mejorar la calidad del servicio a los consumidores se utiliza la función de Control de Voltaje (Volts/VARs) manteniendo el voltaje dentro de los límites permitidos, no solo a nivel de cada consumidor sino también en toda la red. Se minimizan las pérdidas controlando las cargas activas y reactivas y haciendo un control dinámico del voltaje de acuerdo con la variación de tarifas en un mercado abierto.

c) Localización y aislamiento de fallas y restablecimiento del servicio (DMS, SCADA, AMI, OMS). La función (Fault Management) Administración de fallas . opera eficazmente con el software del DMS y los datos provenientes del AMI y el OMS, localizándose la falla con precisión, lo que permite enviar la cuadrilla al lugar exacto .

Así mismo el DMS provee la función Restablecimiento del Servicio (Supply restoration), que toma en consideración el estado de los interruptores involucrados antes y después de la falla. Con este análisis, el operador puede restablecer el servicio

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aislando la zona afectada en un tiempo muy breve, y la función administración de la secuencia de interruptores activados que provee el DMS reduce los posible errores del operador y minimiza el tiempo de normalización. Este registro de interruptores activados también se utiliza en el análisis posterior a la falla. Si se tienen en la red dispositivos de almacenamiento de energía y generación distribuida se pueden aplicar soluciones temporales manteniendo ciertos sectores como una "isla".

d) Reducción de los picos de carga.(DMS, AMI) Otra de las funciones del DMS es la Programación Optima de la Generación Distribuida, que también debe contemplar los dispositivos de almacenamiento de energía y de los de carga de vehículos eléctricos.

La función Administración de la Carga (load management) es capaz de controlar directamente las cargas individuales de los usuarios en sus aparatos y enseres incluidos en un programa específico previamente acordado con la empresa eléctrica, lo que facilita el manejo de los "picos" sin tener que recurrir al "tiro de carga" (load shedding) que causa interrupciones y molestias a los usuarios. Otra función del DMS que contribuye al manejo de los "picos" es la de Reducción de Voltaje.

La reducción de los "picos" son necesarias cuando existe un déficit de generación en la red, o en los casos en que se tiene que comprar a un tercero energía de mayor costo. Con la integración del sistema. AMI se tienen las curvas de consumo de los usuarios y se puede calcular con mucha más precisión la reducción de voltaje necesaria en la red.

Estas optimizaciones de carga, así como el despacho eficiente de la generación distribuida alivian la necesidad de producir generación de centrales térmicas convencionales con la consiguiente reducción de emisiones de carbón a la atmósfera.

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e) Entrenamiento y Capacitación (DMS, SCADA, AMI, OMS). Para mejorar la actuación de los operadores de la red, así como los especialistas en el análisis y en la planificación, el DMS contiene la aplicación del Simulador para el Despachador (u Operador) que mediante ejercicios de casos basados en el estado real de la red aprenden a reaccionar ante las contingencias. Y mediante la función Gestión de Secuencia de Interruptores, el operador puede preparar una operación optima con diferentes escenarios.

Es obvio que con esta poderosa herramienta los errores humanos se minimizan y con los módulos AMI, SCADA y OMS debidamente integrados, el conocimiento de la red se incrementa sensiblemente, y se tiene ese "feeling" que deben tener todos los operadores cuando están en su turno con la responsabilidad de una misión crítica como es el suministro continuo y de calidad de un servicio vital para la sociedad.

VI. CONCLUSIONES

Como nunca antes, la desregulación y la competencia ha obligado a las empresas eléctricas a mejorar la confiabilidad de sus sistemas de distribución, a reducir el número y duración de las interrupciones, a preocuparse por la satisfacción del cliente, así como reducir costos y aumentar la seguridad.

La integración de las tecnologías de la información descritas en este trabajo: DMS, AMI, SCADA, OMS y GIS, representa la clave para alcanzar el concepto de Redes Inteligentes de Distribución Eléctrica (Smart Grid).

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Los beneficios aportados por estas soluciones integradas pueden describirse como:

• Planificación optima de inversiones en el tiempo para la expansión

de la red, aplicación de capacitores, dispositivos de automatización, etc.

• Diferimiento de inversiones por mejor utilización de la

infraestructura existente.

• Con las funciones de reconfiguración y balanceo de cargas también se pueden diferir las inversiones

• Se integra en la operación las nuevas tendencias de generación

distribuida, el almacenamiento de energía, y la conexión de los automóviles eléctricos.

• Con las aplicaciones de AMI se mejoran los resultados del

estimador de estado, el cual proporciona una "película" exacta de la red que servirá de base para los estudios de análisis y toma de decisiones.

• Se pueden reducir los picos de carga sin violar sustancialmente los

parámetros determinados para una buena calidad del servicio.

• En los casos de falla, se reducen sustancialmente los tiempos de reconexión, y se minimizan los errores humanos

• Se mejora la calidad del servicio y se reducen las pérdidas técnicas

con un óptimo control de voltaje y de los reactivos.

• Se localizan y corrigen con más eficacia y precisión las pérdidas no-técnicas.

• Se mejora la operación, el análisis, la planeación y el

mantenimiento con el entrenamiento en simuladores de alcance

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total que se alimentan de la integración de las tecnologías de información descritas en este trabajo.

REFERENCIAS

- The Electric Advisory Committee “Smart Grid” Enabler of the New Energy Economy. Dec 2008

- Andrew Bennet “GIS as the Foundation for Smart Grid” Telvent. 2010

- Dragan Popovich, et al”Integration with DMS system as a decision making tool for optimal management of distribution networks” Telvent DMS. April 2009

- US Department of Energy “The Smart Grid: An Introduction”

- Jeff Myers “Smart Grid: Bright Future” Telvent. Sep 2010

- M.Ruth, G.Anderson, et al “A New Concept for a Fully Transparent Distribution Management System” July 2007

-Telvent “Smart Grid Solution” Jun 2008

- IEE Power and Energy Society General Meeting “Using AMI to Realize Smart Grid” July 2008.

- Francisco Romero “Smart Grid Solution: Aportando Eficiencia Eléctrica a la Utility” Telvent Marzo 2010

- Joseph Eto and Kristina Hamachi, et al “Tracking the Reliability of the US Electric Power System”. Oct 2008

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CURRICULUM VITAE

Luis Rancé Comes es egresado de la carrera de Ingeniero Mecánico Electricista de la Universidad Nacional Autónoma de México (1960-1964), obteniendo el título con la tesis que presentó en Septiembre de 1965 sobre el tema “Aplicaciones Industriales y de Laboratorio de los Puentes Eléctricos”. (Cédula Profesional #146672)

Tiene estudios de posgrado en la Universidad Estatal de Pennsylvania en Sistemas Eléctricos de Potencia (1975) y realizó una estadía técnica en Electricité de France con el tema Centros de Control de Energía en 1973. Tiene además un diplomado en Centros de Control de Energía de la Universidad de Berkeley, Cal. (1984)

Ha trabajado 25 años en el Sector Eléctrico mexicano de 1963 a 1988 (Luz y Fuerza del Centro (1963-1980), Comisión Federal de Electricidad (1980-1986) y el Instituto de Investigaciones Eléctricas (1987-1988) donde ocupó diversos cargos, tanto operativos como de dirección, primordialmente relacionados con la operación y administración de los sistemas eléctricos de potencia. En el IEE desempeñó funciones de consultor.

En 1987 fundó su propia empresa Rancom Ingenieros la cual se dedicó a estudios y proyectos de ahorro de energía y “edificios inteligentes”. Dicha empresa fue adquirida en 1990 por el grupo industrial español Abengoa convirtiéndose en Saincomex, filial de Sainco España, y dedicada a proyectos de instrumentación y control, automatización y adquisición de datos en tiempo real, y de la cual fue Director General.

En 2004 Sainco se convirtió en la actual Telvent, y Saincomex pasó a ser Telvent México, de la cual es Presidente Ejecutivo desde entonces hasta la fecha.

Telvent México ( y antes Saincomex) ha tenido una trayectoria relevante en el Sector Energético de México (Pemex y CFE) desarrollando importantes proyectos de SCADA para ductos y activos petroleros,

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Sistemas de Seguridad en Plataformas, Automatización de Terminales de Almacenamiento, Automatización de Subestaciones Eléctricas de Transmisión y Distribución, automatización de Centrales Hidroeléctricas, Control Distribuido en Centrales Termoeléctricas, etc. Así mismo ha tenido proyectos importantes en Sector Transporte tales como sistemas de peaje en autopistas, centralización semafórica computarizada para el tráfico vial, sistemas de expedición de boletos para metro y trenes ligeros, sistemas de control de tráfico marítimo en casi todos los puertos mexicanos, Centros de Control de trenes, sistema de telecomunicaciones y señales para aplicaciones ferroviarias, etc. También ha tenido actividad importante en el Sector del Medio Ambiente con proyectos de radares meteorológicos, sistemas de monitoreo de redes de agua potable en ciudades, sistemas de monitoreo de cuencas hidráulicas, sistemas de monitoreo de la calidad del aire, y sistemas de monitoreo de emisiones en centrales generadoras de la CFE.

Es miembro vitalicio de AIUME y Consejero de la Cámara Española de Comercio.

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APENDICE I

GLOSARIO

-Alimentador.- Feeder- Es la línea de conducción eléctrica que conecta la subestación de media o baja tensión con los consumidores.

-AMI.- Advanced Metering Infrastructure. Infraestructura de Medición avanzada. Es decir, el conjunto de medidores inteligentes, digitales, con comunicación bidireccional entre la empresa eléctrica y los clientes.

-Análisis de Contingencias.- Contingency Analysis. Es una aplicación de software que corre en un EMS para proporcionar al Operador de la Red indicaciones de qué podría pasar en el Sistema Eléctrico ante un evento no planeado, o no programado, por la salida de servicio de un determinado equipo o equipos

-Cálculo de Corto-circuito. Short–circuit calculation. Cálculo de la corriente instantánea que se produce por la falla en el aislamiento de una fase a tierra, o entre dos fases, o en las tres fases.

-CIS.- Customer Information System. Es una aplicación de software que utiliza una base de datos centralizada y única para todos los clientes que les permite una interacción rápida y eficaz con la empresa suministradora del producto o del servicio, y viceversa. En este caso la empresa eléctrica y sus clientes.

-Control Automático de generación.- AGC (Automatic Generation Control). Algoritmo que mantiene el total de la generación producida en cada momento en equilibrio con la demanda, tratando de sostener la frecuencia del sistema permanentemente en 60 hertz.

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-Control de reactivos.- Cuando en la demanda de electricidad existen muchos motores, compresores, etc. se producen altas corrientes reactivas que reducen el factor de potencia y encarece el servicio. Mediante un módulo de control de reactivos en el DMS esta situación se mejora sensiblemente.

-Despacho económico.- Se refiere a la combinación de las distintas cargas que los generadores conectados a la red tienen en determinado momento, y el algoritmo de “despacho económico” calcula cual es la combinación óptima.

-Distribución.- Es la actividad de la empresa eléctrica de transformar los voltajes de alta tensión a media tensión (23 y 13.8 kv) y baja tensión (440, 220 120 volts) para distribuir la energía a los consumidores (industriales, comerciales y domésticos)

-DMS (Distribution Management System). Sistema de Gestión de la Distribución.- Es una herramienta de software que contiene muchos módulos que le permiten a los operadores y planificadores contar con información detallada y precisa del estado actual e histórico de la red de distribución. Y esa información debe presentarse en un formato útil que les permita tomar decisiones estratégicas y tácticas, optimizando la explotación de la red y sus instalaciones.

-EMS (Energy Management System). Sistema de Administración de la Energía. Se le conoce con este nombre a las herramientas de software que se utilizan en la operación y planeación de las grandes redes de generación y líneas transmisión de alta tensión.

-ERP (Enterprise Resources Planning). Es un sistema integrado de información que da servicio a todos los departamentos de la empresa interactuando entre ellos. Por ejemplo: fabricación, órdenes de trabajo, cuentas por pagar y por cobrar, compras, almacén, transporte, recursos humanos, etc (Entre los principales proveedores de ERPs están : SAP, Oracle, Microsoft, etc)

-Estimador de Estado (State Estimator). Es un algoritmo que toma datos del estado de la red del SCADA, procesa la topología de la red

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almacenada en la base de datos, y estima el nuevo estado de la red desechando las mediciones de corriente incorrectas, calculando el valor estimado correspondiente, y regresando el nuevo “estado” de la red al SCADA, para seguir operando.

-Flujos de Carga (Load Flow) Es un algoritmo que permite calcular cómo se distribuye la energía eléctrica en la red con base a la generación inyectada, la configuración de la red, y la demanda de los usuarios.

-Generación.- Actividad de transformar energéticos primarios (agua, gas, petróleo, carbón, geotermia, nuclear, eólica, solar, etc) en electricidad.

-Generación distribuida.- O también Microgeneración, es la actividad de inyectar energía eléctrica a la red de Distribución, ya sea por la misma empresa eléctrica o desde el lado del usuario-cliente final

-GIS (Geographical Information System). Sistema de Información Geográfica. Es un software que maneja un conjunto de funciones automatizadas y que proporciona capacidades avanzadas de almacenamiento, recuperación, manejo, y despliegue de datos localizados geográficamente.

-MDM (Metering Data Management).- Módulo de software para gestionar los datos provenientes de los medidores inteligentes.

-OMS (Outage Management System) Sistema de gestión de fallas o interrupciones del servicio. Este módulo de software permite al operador localizar rápidamente la falla, reconfigurar la red para minimizar la interrupción, estar en posibilidad de informar a los usuarios afectados, calcular el tiempo de interrupción, gestionar las cuadrillas que se desplazarán al lugar para la reparación de la falla.

-Pérdidas técnicas. Se refiere a la energía que se pierde a lo largo de la red, y que no se puede facturar por parte de la empresa eléctrica, y que se deben a las características propias de la red: sobrecarga en los conductores o transformadores, puntos calientes en la red, etc

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-Pérdidas no técnicas. Se refiere a las pérdidas de energía no medida, pero sí consumida por usuarios cuyos medidores no funcionan, o lo más común, por fraude y robo de energía en diversos puntos de la red.

-Pico, o demanda máxima. Es la máxima capacidad de carga en Watts, demandada en un momento dado del dia. Generalmente al anochecer.

-PLC (Programmable Logic Control). Dispositivo electrónico que tiene entradas y salidas de señales analógicas y digitales, y que puede ser programado mediante instrucciones lógicas para controlar un proceso.

-Pronóstico de la demanda (Load Forecast) Algoritmo basado en los datos históricos almacenados en la base de datos del SCADA, y que permite hacer una estimación anticipada de la demanda de energía eléctrica, y programar adecuadamente los recursos de generación y de red para cumplir con el suministro oportuno.

-RTU (Remote Terminal Unit). Unidad Terminal Remota. Es un dispositivo electrónico que recibe y envía señales digitales y analógicas provenientes de la instrumentación de campo de cualquier proceso contínuo. Cuenta además con módulo de telecomunicaciones para ser capaz de comunicarse al Centro de Control en tiempo real. En la mayoría de las RTUs se tiene capacidad de hacer localmente cálculos y procesar cierta información antes de ser enviada al centro de control.

-SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos. Es un conjunto de elementos de software y hardware que permiten una comunicación bidireccional con los elementos de campo en tiempo real, y que serán procesados en un sistema de cómputo donde se alojarán las aplicaciones de operación del proceso, límites de alarmas, datos históricos, etc.

-Tecnologías de la Información (IT) (Information Technologies). Conjunto de tecnologías que permiten la adquisición, producción, almacenamiento, tratamiento, comunicación, registro y presentación de informaciones; en forma de imágenes y datos contenidos en señales de

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naturaleza acústica, óptica o electromagnética (técnicas informáticas, de control, internet, etc.)

-Tiempo Real (Real Time) . Este término se aplica para el registro, monitoreo y control de eventos que han ocurrido pocos segundos antes.

-Tiro de carga (Load Shedding). Es una aplicación del EMS y DMS para la desconexión de algunos usuarios, programados previamente, en forma automática, cuando la demanda supera a la generación y pone en riesgo la continuidad del servicio en general.

-Transmisión y Transformación. Es la actividad de las empresas eléctricas de transportar grandes cantidades de energía a grandes distancias, con voltajes de 400, 230, y 115 kilovolts.

tecnologias de informacion aplicadas a redes inteligentes de … · 2012-03-16 · en tiempo real...

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