CONTROL DIGITAL DE

SUBESTACIONES ELECTRICAS

GUIA INTRODUCTORIA

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Efectos de las tecnologías emergentes:

La incursión de la tecnología digital en los sistemas de control de las subestaciones, ha impactado fuertemente el desarrollo y la ejecución de los

proyectos de transmisión y distribución de energía eléctrica a escala global. Por su naturaleza, la nueva tecnología ha favorecido la participación de jóvenes ingenieros especialistas en sistemas de computación en las distintas fases de

los sistemas de control por parte de las empresas proveedoras de soluciones. Al mismo tiempo, los profesionales experimentados de las compañías eléctricas,

muchos de ellos graduados en la mención de potencia, han tenido que hacer esfuerzos extraordinarios para adaptarse a las retadoras situaciones y novedosas posibilidades relacionadas con la nueva tecnología.

Como resultado, en algunos casos se han experimentado demoras en la ejecución de las obras o significativas erogaciones económicas adicionales,

mientras que en otros casos se han reportado insatisfacciones originadas por la incertidumbre que produce implementar soluciones sobre las cuales no se tiene

un dominio suficiente desde el punto de vista tecnológico. Ahora mas reciente, el advenimiento de la norma IEC 61850 impone una nueva generación de sistemas de control digital, bajo la premisa de que se pueda

lograrse en la práctica la condición de interoperabilidad, caracterizada por la integración y la comunicación efectiva entre dispositivos provenientes de

diferentes fabricantes.

Con esta Guía, Eleunion C.A., pretende contribuir a la comprensión de los sistemas de control de subestaciones basados en la tecnología digital, incluyendo los aspectos regidos por la nueva norma.

Nota: El contenido de esta publicación se concede al dominio público. Por

consiguiente, la misma puede ser difundida libremente sin necesidad de autorización del editor.

Octubre de 2015.

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Objetivo:

Esta Guía ha sido elaborada para presentar en forma sencilla un conjunto de informaciones estructuradas y de referencias teóricas y prácticas que contribuyan a la capacitación en el tema de los sistemas secundarios que

realizan las funciones de control, monitoreo, medición, protección, servicios auxiliares y otras tareas esenciales en la operación de las subestaciones

eléctricas de media y alta tensión.

Audiencia: Las personas que pudieran beneficiarse con la lectura de esta publicación

comprenden:

Empleados de compañías de transmisión y distribución de electricidad y de otras organizaciones propietarias de subestaciones.

Empleados de empresas contratistas de obras de subestaciones.

Profesionales que requieran ampliar sus competencias técnicas.

El contenido está dirigido a Ingenieros, Técnicos y otros Profesionales involucrados en la ejecución de proyectos de subestaciones de media o alta tensión, o que tengan interés en aprender la tecnología necesaria para

desempeñarse exitosamente en cualquiera de las siguientes actividades:

- Elaboración de especificaciones técnicas

- Participación en procesos de contratación

- Gerencia / Coordinación de proyectos

- Elaboración / Revisión de Ingeniería de detalle

- Diseño e integración de sistemas de control

- Inspecciones en fábrica

- Inspección de obras de subestaciones

- Ejecución de pruebas en sitio

- Operación de sistemas de potencia

- Mantenimiento de subestaciones

1. Introducción:

El contexto de aplicación de la guía circunda en torno a los elementos siguientes:

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- Los Sistemas de Potencia

Se denomina Sistema de Potencia, a todo el conjunto interconectado de plantas de generación, subestaciones y líneas de transmisión localizados en

una región o en un país.

- Las Subestaciones

Las subestaciones, como instalaciones dispersas en todo el sistema de potencia, contienen los equipos de alta tensión necesarios para la conexión y desconexión de las líneas de transmisión asociadas y de otros equipos

como reactores en derivación y compensadores estáticos. Así como también, los transformadores de potencia requeridos para aumentar o reducir los

niveles de tensión a los que operan los distintos segmentos del sistema de potencia.

- Los equipos de alta tensión

El equipamiento primario de las subestaciones, con los cuales se conforman los circuitos de potencia, comprenden los siguientes grupos de aparatos:

Los equipos de maniobra (Interruptores y Seccionadores mostrados en

las figuras 1 y 2), utilizados para conectar, desconectar y/o aislar los distintos segmentos del sistema de potencia.

Los Transformadores de Medición que reflejan en sus terminales secundarios los voltajes y corrientes presentes en el circuito primario.

Los Transformadores de Potencia Otros componentes como Pararrayos y Aisladores de soporte de barra.

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Figura 1. Interruptor de extra alta tensión

Figura 2. Seccionador de extra alta tensión

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- Los equipos secundarios

Como sistema secundario, se denomina a todo el conjunto de componentes y arreglos en baja tensión generalmente alojados en edificaciones, tales como relés de control, relés de protecciones, registradores, equipos de

medición …

- Las necesidades de control y monitoreo en las subestaciones

Además de la función crítica del despeje rápido de las fallas que pueden poner en riesgo la integridad física de los componentes del sistema de potencia, el sistema secundario es también el brazo ejecutor de las

maniobras que se requieren para mantener en el sistema de potencia los parámetros de voltaje y frecuencia en rangos aceptables y así preservar su

operación estable y segura.

2. La tecnología digital y su posicionamiento:

Los sistemas de control de subestaciones mediante tecnología digital se basan principalmente en los aspectos siguientes:

La aplicación intensiva de dispositivos electrónicos inteligentes.

El funcionamiento en red de dichos dispositivos.

La predominancia del software como medio para establecer las funcionalidades del sistema.

La transferencia de datos mediante datagramas (secuencias estructuradas de 0s y 1s).

El uso de las tecnologías de comunicación en su estado del arte.

- Principios básicos

La cadena de control de los sistemas digitales comienza con la recepción

permanente de las señales binarias indicativas de la posición de los equipos de maniobra y el muestreo y digitalización de los voltajes y corrientes

presentes en el circuito de potencia de la subestación. Los datos de posición de los equipos de maniobra son utilizados para reportar visualmente el estatus de la subestación y para permitir o negar las maniobras intentadas

de cierre y/o apertura de esos equipos. Mientras que los datos sobre voltajes y corrientes constituyen los insumos para la emisión automática de

órdenes de apertura de los interruptores y para reportar también visualmente los flujos de potencia a través del circuito primario de la subestación.

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- Ámbitos de aplicación

Inicialmente, la tecnología digital ingresó al campo de las subestaciones, incorporada en los relés de protección del tipo numérico, los cuales substituyeron de manera definitiva los antiguos relés electromecánicos y del

tipo estático. Varios años después fueron desarrollados los relés digitales para aplicación en control y monitoreo. Hoy en día la tecnología digital está

presente en una variedad de aplicaciones adicionales como son los casos de las redes de área local para monitoreo de condiciones de transformadores

de potencia o para sistemas alternativos de registros de fallas y otras perturbaciones en los sistemas de potencia.

- Formas de involucramiento

En la mayoría de los casos, la tecnología digital está asociada a una cantidad de dispositivos conectados y comunicándose en un esquema de red. Sin

embargo, ella está también presente en forma discreta en componentes o arreglos particulares como pueden ser los casos de relés u otros dispositivos provistos de software y que sean incorporados en ciertos equipos de la

subestación como transformadores de potencia o cargadores de baterías.

- Impacto en las empresas eléctricas La penetración de la tecnología digital en el campo de control y monitoreo

de las subestaciones causó al principio un “shock” en las estructuras organizativas de las compañías eléctricas. Muchos profesionales con amplia

experiencia quedaban excluidos en las reuniones que trataban asuntos relacionados con el sistema de control, debido a su desconocimiento de la

nueva terminología y de las nuevas formas de implementar los sistemas. Aunque con el transcurrir del tiempo, ha tenido lugar una cierta adaptación, aún persiste una tremenda brecha tecnológica que sólo con adiestramiento

intenso y estructurado podrá ser mitigada.

- Impacto en el desarrollo de los proyectos

El desarrollo de los sistemas de control de subestaciones con tecnología digital tiene implícito un mayor nivel de incertidumbre que los sistemas instalados en el pasado. Esa cualidad se debe principalmente a los

siguientes factores:

Las especificaciones técnicas del propietario de la subestación suelen ser ambiguas o insuficientes.

Las soluciones de sistemas de control difieren significativamente de un proveedor a otro.

La naturaleza misma de los sistemas imponen una cierta complejidad

para percibir sus bondades y para detectar sus debilidades. La brecha tecnológica entre proveedor y cliente da lugar en muchos

casos a imprecisiones, tanto en el alcance de las soluciones, como en los detalles de sus funcionalidades.

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Como consecuencia, la ejecución de obras de subestaciones puede verse afectada en plazos y en costos adicionales precedidos en muchos casos de

serias controversias entre el proveedor del sistema de control y el propietario de la subestación.

3. Los Dispositivos Electrónicos Inteligentes: Son estos elementos los actores estelares en los sistemas de control digital.

Así se denomina genéricamente a los relés de control y de protecciones, además de otros tipos de relés digitales que se integran a la red del sistema

de control. - Definición

Los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) son módulos electrónicos

provistos de al menos un microprocesador, que alojan software permanente (firmware) y que generalmente están provistos de una interfase humano-máquina del tipo integrado (built in).

- Forma física

Los IED suelen ser de dimensiones normalizadas, para su incorporación en

cubículos que por lo general son individualizados por función, como el caso de la figura 3 mostrada a continuación.

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Figura 3. IED incorporado en un cubículo de control.

- Los componentes

Los componentes típicos incluyen: los medios de interfase, tarjetas de

comunicación, memorias, microprocesador y otros elementos.

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- Las interfaces

Las interfases de los dispositivos electrónicos inteligentes comprenden: Puertos de acceso a red, terminales para comunicación serial, módulos de entradas binarias, contactos de salidas binarias.

4. La norma IEC 61850:

Esta norma constituye hoy en día la referencia fundamental en el campo de los sistemas de control digital para subestaciones.

- Percepción y realidad sobre la norma

Muchos profesionales creen equivocadamente que la norma tiene por objeto definir un nuevo protocolo de comunicación, cuando en realidad la norma

consiste en un concepto de desarrollo de sistemas de control, sustentado en tres grandes bloques de recomendaciones. Un primer bloque que comprende una serie de requerimientos de calidad,

un segundo bloque que define una cantidad de formatos normalizados para creación de archivos de acumulación y manejo de datos, y un tercer bloque

en el que se establecen varios servicios de comunicación para ser aplicados según las funciones específicas a implementar a lo interno del sistema.

- Ámbito de aplicación

Inicialmente la norma fue concebida para regir exclusivamente los sistemas de control en el contexto único de las subestaciones. Con el transcurrir del

tiempo su ámbito de aplicación se ha venido extendiendo a otras aplicaciones, como son los casos de las comunicaciones entre subestaciones

y el uso en infraestructuras de generación de energía eléctrica. - Partes que la integran

La norma consta de aproximadamente veinte publicaciones separadas

dirigidas a aspectos específicos, como puede ser apreciado en el sitio web de la IEC.

- El posicionamiento global

Con su adopción por los proveedores de soluciones de control y por las compañías eléctricas de la mayoría de los países del mundo, la norma se ha

convertido en un instrumento de aplicación generalizada en los proyectos de subestaciones nuevas o de renovación de instalaciones existentes.

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- El estatus de su aplicación

Aunque ya se aplica masivamente, la norma es todavía aplicada en forma parcial, principalmente debido a que los propietarios de las subestaciones han tenido reservas en la implementación de ciertos arreglos y

funcionalidades aduciendo razones de confiabilidad. En particular, muy pocos usuarios han implementado aún el arreglo de bus

de proceso (process bus) propuesto en la norma para obtener los datos que provienen desde los transformadores de medición y para accionar los

equipos de maniobra del circuito primario.

5. El Sistema de Control Digital:

El sistema de control digital, como lo establece la norma IEC 61850, está integrado por tres grupos de dispositivos + dos arreglos de red.

El primer grupo de dispositivos lo conforman una o varias unidades de conversión analógico/digital llamadas “merging units” que muestrean las señales de voltajes y corrientes suministradas por los transformadores de

medida de alta tensión. Así como también, un lote de módulos electrónicos llamados “Switchgear drivers” encargados de liberar las ordenes de

comando de apertura y/o cierre sobre los equipos de maniobra del circuito primario.

El segundo grupo de dispositivos lo constituyen los relés de control, de protecciones y de otros tipos, que reciben y procesan la totalidad de las señales provenientes del patio de alta tensión.

El tercer grupo de dispositivos contiene lo que se conoce como la interfase humano-máquina (HMI), además de otros elementos como convertidores de

protocolos de comunicación, anunciadores de alarma, etc. El primer arreglo en red (process bus) se refiere al esquema en fibra óptica

utilizado para el intercambio de datos entre el primer grupo de dispositivos dispuestos en las proximidades de los equipos de alta tensión y el segundo grupo de dispositivos alojados en una o varias casas de control local como la

mostrada en la figura 4. El segundo arreglo en red (station bus) consiste en el esquema en fibra

óptica para la comunicación entre el segundo grupo de dispositivos y el tercer grupo de dispositivos colocados en una casa de mando central o en

una sala de control central como la que aparece en la figura 5. En esa cadena de dispositivos y redes fluyen en dirección ascendente los datos de entrada al sistema indicativos de: La posición de los equipos de

maniobra, los valores de voltajes y corrientes, los valores de temperatura en los transformadores de potencia, etc. Mientras que en dirección contraria

fluyen las señales de salida del sistema, que consisten básicamente en las órdenes de apertura/cierre de los equipos de maniobra (Interruptores y Seccionadores) provenientes desde las casas de control local, desde la casa

de mando central o desde un nivel de control remoto generalmente dispuesto en un centro de control regional o nacional del sistema de

potencia.

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La transmisión de datos en el primer arreglo en red se realiza mediante el mecanismo de valores muestreados definido por la norma (Sampled Values).

En el segundo arreglo de red, la transmisión de datos se realiza mediante el servicio de mensajería GOOSE para las comunicaciones entre IEDs, (comunicación horizontal), mientras que para las comunicaciones entre IEDs

y los dispositivos del HMI dispuesto en la casa de control central (comunicación vertical), la transmisión de datos se lleva a cabo mediante el

servicio de comunicación definido por la norma denominado MMS.

Figura 4. Casa de control local

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Figura 5. Sala de control central

6. Fases de desarrollo de los proyectos De manera similar a otros tipos de sistemas, en el marco de los proyectos

de las subestaciones como un todo, la parte correspondiente al sistema de control comprende las siguientes fases:

Especificación del sistema por parte del propietario de la subestación.

Entrega de pliegos de contratación a los prospectivos proveedores.

Elaboración y entrega de ofertas por parte de los oferentes. Evaluación de las ofertas y adjudicación del contrato por el propietario

de la subestación. Definición de la solución definitiva entre el comprador y el vendedor.

Evaluación de reportes de prueba sometidos por el proveedor

seleccionado. Ejecución de pruebas tipo.

Elaboración y revisión de la ingeniería de detalle.

Inspección del ensamblaje en fábrica. Integración del sistema por parte del proveedor o de terceros.

Pruebas de aceptación en fábrica FATs.

Instalación en sitio.

Pruebas y puesta en servicio (comissioning).

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7. Funcionalidades del Sistema:

Típicamente los sistemas de control de las subestaciones deben cumplir las funciones siguientes:

- Funciones de Control

Esta función corresponde principalmente a las operaciones de apertura y cierre de los interruptores y seccionadores de alta tensión, previa

verificación automática del cumplimiento de ciertas condiciones operativas que deben respetarse en resguardo de la seguridad de las instalaciones

(lógicas de enclavamientos). - Funciones de Monitoreo

El monitoreo de la subestación y de sus parámetros de funcionamiento se

realizan presentando visualmente en las pantallas de los dispositivos de control los diagramas unifilares de la subestación donde se muestre la posición de los equipos de maniobra. Así como también, mediante la

presentación de listas de alarmas y de eventos.

- Funciones de Mediciones

Esta función se realiza incorporando en los diagramas unifilares mostrados por pantalla los valores de voltajes, corrientes y potencias que están presentes en los equipos de alta tensión.

- Otras funciones

Entre las funciones a cumplir por el sistema se encuentran también otras

como: Regulación de voltaje, generación de reportes, etc.

8. El nivel de Bahía:

Corresponde este al primer nivel de control previsto en la norma IEC 61850, ejecutado desde las casas de control local donde se encuentran instalados

los relés de control, de protecciones, etc. Las acciones de control se realizan desde el tablero controlador de bahía, interactuando con el relé de control específico a través de su pantalla de

despliegue local (LCD) donde se muestra un diagrama del segmento particular de la subestación que está siendo controlado desde allí.

- Circuito primario asociado En cada casa de control local se reciben mediante cableado de cobre o

digitalmente por la red de proceso (Process Bus) todas las señales que provienen de los equipos de alta tensión asignados para ser controlados

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desde esa casa. Algunas señales provenientes de otros equipos que son indispensables para el control seguro, se reciben digitalmente por

intermedio de la red de estación (Station Bus). - Componentes

Además de los controladores de bahía como componentes estelares

(tableros provistos de relés de control), en las casas de control local se alojan también los distintos tipos de relés de protecciones y otros

dispositivos como relés de regulación de voltaje, tarjetas para marcha en paralelo de transformadores de potencia, contadores de energía, etc.

- Funciones

Al nivel de control de bahía se dispone prácticamente de la totalidad de las funciones implementadas en el del sistema de control (control, monitoreo,

mediciones, …) salvo algunas que por criterios operacionales establecidos pudieran reservarse a los niveles superiores de control.

- Interfaces

Las principales interfaces a este nivel comprenden: Los puertos de red para conexión con la red de proceso y con la red de estación, puertos para comunicación serial, tarjetas de entradas analógicas, módulos para entradas

binarias y contactos para la emisión de órdenes de mando.

9. El nivel de Estación: Este segundo nivel de control establecido por la norma IEC 61850 se refiere

al que se lleva a cabo desde la casa de mando o sala de control central, donde se encuentran alojados los elementos que conforman la interfase humano-máquina (HMI) como monitores, estaciones de ingeniería,

impresoras, etc. Además de la posibilidad de control sobre cualquiera de los equipos de

maniobra de alta tensión, a este nivel se procesan señales específicas para el resguardo de la integridad de los componentes del sistema de potencia

(lógica de enclavamiento entre bahías). Así como también, se realiza la conversión de protocolos de comunicación necesaria para permitir la maniobra de los equipos de alta tensión desde el tercer nivel de control

localizado en un centro de control remoto.

10. El nivel de control desde una localización remota:

Este tercer nivel de control, ejecutado desde un centro de control regional o nacional, suele estar restringido solamente a las maniobras de los interruptores de potencia.

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Como medio de comunicación, normalmente se utilizan servicios de microonda o enlaces por fibra óptica.

Para el proceso de la transmisión de datos mediante sistemas tipo SCADA, se ha venido aplicando cada vez más el protocolo de comunicación del tipo abierto conocido como DNP3.

11. La ingeniería del Sistema:

El proceso de ingeniería de este tipo de sistemas comprende lo siguiente:

Precisión de la solución definitiva Aclaratorias de detalles y criterios

Creación de archivos específicos

Adecuación de programas genéricos Configuración de dispositivos

Integración de componentes

Pruebas funcionales

Elaboración de la documentación del sistema

Como factor clave para el desarrollo exitoso y oportuno de este proceso, se requiere de una estrecha cooperación entre el propietario de la subestación

y el proveedor del sistema.

12. Factores de riesgo en la ejecución de los proyectos

Entre los factores contribuyentes a riesgos significativos demorando la

ejecución de la obra, generando costos adicionales o afectando la calidad de las instalaciones, se identifican los siguientes:

Insuficiencia o ambigüedad en las especificaciones del sistema

entregadas por el propietario de la subestación. Omisiones en la evaluación de las ofertas.

Retrasos en la definición de la solución definitiva.

Lentitud en el flujo de información entre las partes. Debilidades de diseño o de calidad de los componentes particulares.

Dificultades tecnológicas para la implementación de ciertas

funcionalidades. Carencia de inspecciones oportunas en el ensamblaje.

Incorporación de nuevos requerimientos en estado avanzado del

desarrollo del sistema. Detección de anomalías o inconformidades en las pruebas de aceptación

en fábrica FATs Surgimiento de debilidades del sistema en su etapa final de desarrollo.

Para mitigar los riesgos asociados a dichos factores, es indispensable que

las compañías propietarias de subestaciones eléctricas dispongan de

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personal propio o contratado debidamente calificado, y que apliquen estrategias efectivas para el manejo de los proyectos de construcción de

obras nuevas o de renovación de instalaciones existentes en todas sus fases de ejecución.

Referencia: “Substation Automation Systems: Design and

Implementation”, ISBN-10: 1118987209, www.wiley.com

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Contribuciones adicionales:

Eleunion C.A. ofrece también las siguientes contribuciones:

Cursos de adiestramiento comprensibles (in-company) orientados a las necesidades del personal de las compañías eléctricas y a otros

profesionales vinculados al tema de los sistemas de control de subestaciones.

Asesoría técnica presencial en aspectos que comprenden:

- Elaboración de especificaciones técnicas adecuadas a la norma IEC

61850. - Evaluación técnica de ofertas. - Optimización de soluciones propuestas por los proveedores.

- Revisión de ingeniería de detalle. - Revisión de certificados de pruebas.

- Revisión de programas y protocolos de pruebas en fábrica. - Inspecciones en fábrica. - Acompañamiento en Pruebas de Aceptación en Fábrica FAT.

Asistencia técnica a distancia en actividades como:

- Elaboración de especificaciones técnicas adecuadas a la norma IEC

61850. - Participación en evaluación técnica de ofertas.

- Optimización de soluciones propuestas por los proveedores. - Revisión de listas de planos y otros documentos de la ingeniería de

detalle. - Revisión de certificados de pruebas. - Revisión de programas y protocolos de pruebas en fábrica.

Mayor información al respecto puede ser solicitada a:

info@eleunion.com.ve