La automatización del sistema de energía es el acto de controlar automáticamente el sistema de energía a través de instrumentos y dispositivos de control. La automatización de la subestación se refiere al uso de datos de dispositivos electrónicos inteligentes (IED), capacidades de control y automatización dentro de la subestación y comandos de control de usuarios remotos para controlar los dispositivos del sistema de energía.
Dado que la automatización completa de la subestación se basa en la integración de la subestación, los términos a menudo se usan indistintamente. La automatización del sistema de energía incluye procesos asociados con la generación y entrega de energía. El monitoreo y control de los sistemas de suministro de energía en la subestación y en el poste reduce la ocurrencia de cortes y acorta la duración de los cortes que ocurren. Los artefactos explosivos improvisados, protocolos de comunicación y métodos de comunicación, trabajan juntos como un sistema para realizar la automatización del sistema de energía. El término "sistema de energía" describe la colección de dispositivos que componen los sistemas físicos que generan, transmiten y distribuyen energía. El término "sistema de instrumentación y control (I&C)" se refiere a la colección de dispositivos que monitorean, controlan y protegen el sistema de energía. Muchos sistemas de automatización de energía son monitoreados por SCADA.
Tareas de automatización
La automatización del sistema de energía se compone de varias tareas.
- Adquisición de datos
- La adquisición de datos se refiere a la adquisición o recopilación de datos. Estos datos se recopilan en forma de valores de voltaje o corriente analógicos medidos o el estado abierto o cerrado de los puntos de contacto. Los datos adquiridos pueden usarse localmente dentro del dispositivo que los recopila, enviarse a otro dispositivo en una subestación o enviarse desde la subestación a una o varias bases de datos para que los utilicen los operadores, ingenieros, planificadores y administradores.
- Supervisión
- Los procesos informáticos y el personal supervisan, o monitorean, las condiciones y el estado del sistema de energía utilizando estos datos adquiridos. Los operadores e ingenieros monitorean la información de forma remota en pantallas de computadora y pantallas gráficas de pared o localmente, en el dispositivo, en pantallas del panel frontal y computadoras portátiles.
- Control
- El control se refiere al envío de mensajes de comando a un dispositivo para operar los dispositivos de I&C y del sistema de energía. Los sistemas tradicionales de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) dependen de que los operadores supervisen el sistema e inicien comandos desde una consola de operador en la computadora principal. El personal de campo también puede controlar los dispositivos mediante los botones del panel frontal o una computadora portátil.
Además, otra tarea es la integración del sistema de energía, que es el acto de comunicar datos hacia, desde o entre los IED en el sistema de I&C y los usuarios remotos. La integración de la subestación se refiere a la combinación de datos del local del IED con una subestación para que haya un único punto de contacto en la subestación para todos los datos de I&C.
Los procesos de automatización del sistema de energía se basan en la adquisición de datos; supervisión del sistema de energía y control del sistema de energía, todos trabajando juntos de una manera automática coordinada. Los comandos se generan automáticamente y luego se transmiten de la misma manera que los comandos iniciados por el operador.
Estructura de hardware de la automatización del sistema de potencia
Sistema de adquisición de datos
Los transformadores de medida con relés de protección se utilizan para detectar la tensión y la corriente del sistema de alimentación. Están conectados físicamente al aparato del sistema de energía y convierten las señales reales del sistema de energía. Los transductores convierten la salida analógica de un transformador de instrumentos de una magnitud a otra o de un tipo de valor a otro, como de una corriente alterna a una tensión continua. Además, los datos de entrada se toman de los contactos auxiliares de los interruptores y del equipo de control del sistema de potencia.
Dispositivo principal de instrumentación y control de procesamiento (I&C)
Los dispositivos de I&C construidos con microprocesadores se denominan comúnmente dispositivos electrónicos inteligentes (IED). Los microprocesadores son computadoras de un solo chip que permiten que los dispositivos en los que están integrados procesen datos, acepten comandos y comuniquen información como una computadora. Los procesos automáticos se pueden ejecutar en los IED. Algunos IED utilizados en la automatización de sistemas de energía son:
- Unidad terminal remota (RTU)
- Una unidad terminal remota es un IED que se puede instalar en una ubicación remota y actúa como un punto de terminación para los contactos de campo. Se utiliza un par dedicado de conductores de cobre para detectar cada contacto y valor del transductor. Estos conductores se originan en el dispositivo del sistema de energía, se instalan en zanjas o bandejas de cables aéreos y luego terminan en paneles dentro de la RTU. La RTU puede transferir datos recopilados a otros dispositivos y recibir datos y comandos de control de otros dispositivos. Las RTU programables por el usuario se denominan "RTU inteligentes".
- Metro
- Un medidor es un IED que se utiliza para crear mediciones precisas de los valores de corriente, voltaje y potencia del sistema de energía. Los valores de medición como la demanda y el pico se guardan dentro del medidor para crear información histórica sobre la actividad del sistema de energía.
- Registrador de fallas digital
- Un registrador de fallas digital (DFR) es un IED que registra información sobre las perturbaciones del sistema de energía. Es capaz de almacenar datos en formato digital cuando se activa por condiciones detectadas en el sistema de energía. Los armónicos, la frecuencia y el voltaje son ejemplos de datos capturados por los DFR.
- Controlador lógico programable (PLC)
- Un controlador lógico programable puede ser programado para realizar el control lógico. Al igual que con la RTU, un par de conductores de cobre dedicados para cada valor de contacto y transductor se termina en paneles dentro del PLC. Es como un caballo de batalla que trabaja según el comando dado por su maestro.
- Relé de protección
- Un relé de protección es un IED diseñado para detectar perturbaciones en el sistema de energía y realizar automáticamente acciones de control en el sistema de I&C y el sistema de energía para proteger al personal y al equipo. El relé tiene terminación local para que los conductores de cobre de cada contacto no tengan que enrutarse a un panel de terminación central asociado con RTU.
Dispositivos de control (salida)
- Cargar cambiador de tomas (LTC)
- Los cambiadores de tomas de carga son dispositivos que se utilizan para cambiar la posición de las tomas en los transformadores. Estos dispositivos funcionan automáticamente o pueden controlarse a través de otro IED local o desde un operador o proceso remoto.
- Controlador de reconectador
- Los controladores de reconectadores controlan de forma remota el funcionamiento de los reconectadores e interruptores automáticos. Estos dispositivos monitorean y almacenan las condiciones del sistema de energía y determinan cuándo realizar acciones de control. También aceptan comandos de un operador o proceso remoto.
Dispositivos de comunicaciones
- Procesador de comunicaciones
- Un procesador de comunicaciones es un controlador de subestación que incorpora las funciones de muchos otros dispositivos de I&C en un IED. Tiene muchos puertos de comunicaciones para admitir múltiples enlaces de comunicaciones simultáneos. El procesador de comunicaciones realiza la adquisición de datos y el control de los otros IED de la subestación y también concentra los datos que adquiere para su transmisión a uno o varios maestros dentro y fuera de la subestación.
Aplicaciones
Protección contra la sobretensión
Todas las líneas y todos los equipos eléctricos deben estar protegidos contra sobrecorrientes prolongadas . Si la causa de la sobrecorriente está cerca, automáticamente esa corriente se interrumpe inmediatamente. Pero si la causa de la sobrecorriente está fuera del área local, entonces una provisión de respaldo desconecta automáticamente todos los circuitos afectados después de un retraso de tiempo adecuado.
Tenga en cuenta que, desafortunadamente, la desconexión puede tener un efecto en cascada , lo que lleva a una sobrecorriente en otros circuitos que, por lo tanto, también deben desconectarse automáticamente.
También tenga en cuenta que los generadores que repentinamente han perdido su carga debido a una operación de protección de este tipo tendrán que apagarse automáticamente de inmediato, y puede llevar muchas horas restablecer un equilibrio adecuado entre la demanda y el suministro en el sistema, en parte porque debe haber una sincronización adecuada. antes de que se puedan volver a conectar dos partes del sistema.
Las operaciones de reconexión de los interruptores automáticos generalmente se intentan automáticamente y, a menudo, tienen éxito durante tormentas eléctricas, por ejemplo.
Control de supervisión y Adquisición de Datos
Un sistema de control de supervisión y adquisición de datos ( SCADA ) transmite y recibe lógica o datos de eventos de controles, medición, medición, seguridad y monitoreo de dispositivos de proceso como equipos eléctricos, dispositivos de instrumentación, telecomunicaciones en aplicaciones industriales. Los elementos del sistema de energía que van desde interruptores montados en postes hasta plantas de energía completas se pueden controlar de forma remota a través de enlaces de comunicación de larga distancia. En algunos sistemas eléctricos se utiliza conmutación remota, telemedida de redes (mostrando voltaje, corriente, potencia, dirección, consumo en kWh , etc.), incluso la sincronización automática.
Fibras ópticas
Las empresas de servicios públicos protegen las líneas de alto voltaje al monitorearlas constantemente. Esta supervisión requiere la transmisión de información entre las subestaciones eléctricas con el fin de asegurar el correcto funcionamiento mientras se controlan todas las alarmas y fallas. Las redes de telecomunicaciones heredadas estaban interconectadas con cables metálicos, pero el entorno de la subestación se caracteriza por un alto nivel de campos electromagnéticos que pueden perturbar los cables de cobre.
Las autoridades utilizan un esquema de teleprotección para permitir que las subestaciones se comuniquen entre sí para aislar selectivamente fallas en líneas de alta tensión , transformadores , reactores y otros elementos importantes de las plantas eléctricas. Esta funcionalidad requiere el intercambio continuo de datos críticos para asegurar un funcionamiento correcto. Para garantizar el funcionamiento, la red de telecomunicaciones debe estar siempre en perfectas condiciones en términos de disponibilidad, rendimiento, calidad y retrasos.
Inicialmente, estas redes estaban hechas de medios conductores metálicos, sin embargo, la vulnerabilidad de los canales de 56 a 64 kbit / s a la interferencia electromagnética , los bucles de tierra de la señal y el aumento del potencial de tierra los hacía demasiado poco confiables para la industria de la energía. Los campos electromagnéticos fuertes causados por los altos voltajes y corrientes en las líneas eléctricas ocurren regularmente en las subestaciones eléctricas.
Además, durante condiciones de falla, las perturbaciones electromagnéticas pueden aumentar significativamente y perturbar los canales de comunicación basados en cables de cobre. La confiabilidad del enlace de comunicaciones que interconecta los relés de protección es crítica y, por lo tanto, debe ser resistente a los efectos que se encuentran en áreas de alto voltaje, como la inducción de alta frecuencia y el aumento del potencial de tierra.
En consecuencia, la industria energética se trasladó a las fibras ópticas para interconectar los diferentes elementos instalados en las subestaciones. La fibra óptica no necesita estar conectada a tierra y es inmune a las interferencias causadas por el ruido eléctrico, lo que elimina muchos de los errores que se ven comúnmente con las conexiones eléctricas. El uso de enlaces totalmente ópticos desde relés de potencia hasta multiplexores como se describe en IEEE C37.94 se convirtió en estándar.
Una arquitectura más sofisticada para el esquema de protección enfatiza la noción de redes tolerantes a fallas . En lugar de utilizar una conexión de relé directa y fibras dedicadas, las conexiones redundantes hacen que el proceso de protección sea más confiable al aumentar la disponibilidad de intercambios de datos críticos.
C37.94
IEEE C37.94 , título completo Estándar IEEE para N Times Interfaces de fibra óptica de 64 kilobits por segundo entre equipos de teleprotección y multiplexor , es un estándar IEEE , publicado en 2002, que define las reglas para interconectar dispositivos de teleprotección y multiplexores de empresas de servicios de energía. . El estándar define un formato de trama de datos para la interconexión óptica y estándares de referencia para el conector físico para fibra óptica multimodo . Además, define el comportamiento de los equipos conectados en caso de fallo del enlace y las características de temporización y señal óptica .
Los sistemas de teleprotección deben aislar las fallas muy rápidamente para evitar daños en la red y cortes de energía. El comité IEEE definió C37.94 como una interfaz de fibra óptica multimodo programable nx 64 kbit / s (n = 1 ... 12) para proporcionar comunicaciones transparentes entre relés de teleprotección y multiplexores para distancias de hasta 2 km. Para alcanzar distancias más largas, la industria energética adoptó posteriormente también una interfaz de fibra óptica de modo único .
La norma define los equipos de protección y comunicaciones dentro de una subestación utilizando fibras ópticas, el método de recuperación del reloj, las tolerancias de jitter permitidas en las señales, el método de conexión física y las acciones que deben seguir los equipos de protección ante cualquier tipo de anomalías y fallas en la red. ocurrir. C37.94 ya fue implementado por muchos fabricantes de relés de protección como ABB, SEL, RFL y RAD; y fabricantes de probadores como ALBEDO y VEEX. En el pasado, los equipos de teleprotección ofrecían una variedad de interfaces de transmisión, como la interfaz de fibra óptica compatible con IEEE C37.94 para transmisión a través de pares de fibra, y las interfaces E1 y codireccional G.703 , 64 kbit / s .
Referencias
Ver también
- Control automático de generación
- Red inteligente
- Medidor de inteligencia
- Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos (CIGRE)
- SCADA
- Automatización del sistema de energía