El artículo examina los aspectos específicos de la implementación de proyectos de subestación digital (DS) utilizando como ejemplo una subestación real. Se señalan una serie de desafíos que surgen en todas las etapas de construcción y puesta en funcionamiento industrial de la instalación. Se describen ciertas soluciones aplicadas dentro del marco de un proyecto específico. También se destacan algunas particularidades derivadas del uso de dispositivos de diferentes fabricantes.
En la industria eléctrica, se están implementando activamente diversas soluciones para la digitalización del sector, incluyendo en el campo de la protección y automatización de relés (RPA). Un aspecto clave es la creación de un bus de proceso de acuerdo con la norma IEC 61850. Algunos aspectos relacionados con la aplicación práctica de la información digital descritos en el Capítulo 9-2 de la norma [1] se han reflejado en la IEC 61850-9-2LE [2].
La NPP "Ekra" cuenta con un historial de implementación exitosa de varios proyectos de subestaciones digitales tanto en fase piloto como en operación industrial. En el verano de 2018, la OJSC "Setevaya Company" decidió sobre la necesidad de modernizar la subestación Portovaya, que se encontraba en construcción, para convertirla en una subestación digital. El hecho de que la decisión de construir la instalación como una subestación digital se tomara en una etapa bastante avanzada afectó significativamente los plazos de fabricación, entrega y puesta en servicio del equipo.
Bus de proceso
Fig. 1. Diagrama de la organización para la obtención de muestras digitales por dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) utilizando convertidores de señal analógica (ASU) e IASUs
La obtención de información digital sobre corrientes y tensiones de diversas conexiones en una subestación digital se realiza mediante convertidores de señal analógica (ASU) o —cuando se utilizan transformadores de corriente (CT) y transformadores de tensión (VT) electromagnéticos— convertidores de señal analógica autónomos (IASU) (véase la Fig. 1).
La adquisición de muestras digitales de señales analógicas en ASUs e IASUs se realiza mediante convertidores analógico-digitales (ADC). La grabación simultánea de muestras digitales para todas las magnitudes eléctricas utilizadas permite excluir desplazamientos de fase inciertos en las señales procesadas. La norma IEC 61850 prevé el uso de sincronización local para protecciones que operan dentro de una sola subestación, o sincronización global, por ejemplo, para protecciones compuestas por dos semisubestaciones instaladas en subestaciones diferentes.
Como es conocido, para intercambiar datos entre dispositivos de RPA y unidades de interfaz (IU), tales como ASUs, IASUs y convertidores de señales discretas (DSC), se utiliza equipo de comunicación, que forma lo que se denomina bus de proceso y bus de estación. La sincronización puede realizarse mediante un bus separado (protocolos 1PPS, IRIG-B) o mediante una red Ethernet existente (buses de proceso) mediante el protocolo PTPv2 descrito en la norma IEC 61588:2009.
Al utilizar PTPv2 como protocolo de sincronización de tiempo para la organización de la red, se emplean conmutadores gestionados con soporte para este protocolo. Actualmente, los fabricantes nacionales no pueden ofrecer equipos adecuados, y, como ha demostrado la práctica, el plazo de entrega de los conmutadores puede oscilar entre un mes y medio año.
En el caso de la Subestación Digital (DS) "Portovaya", poco antes de la fecha programada de envío, surgieron preocupaciones sobre si el equipo de comunicación podría entregarse dentro del plazo requerido. Se tomó la decisión de cambiar el fabricante del conmutador para reducir al máximo el tiempo de entrega. Gracias al trabajo profesional de los especialistas en todas las etapas de entrega del equipo, estas dificultades potenciales se evitaron.
Pruebas integrales
Una de las ventajas bien conocidas de una subestación digital es la capacidad de realizar pruebas integrales de todo el equipo (Sistema de Automatización de Subestación (SAS), Subestación Digital (DS), Protección Relé y Automatización (PRA) y gabinetes de telecomunicaciones), incluyendo la interacción de información mediante protocolos según la norma IEC 61850, incluso antes del envío al cliente, directamente en las instalaciones del fabricante. Si el ingeniero de puesta en marcha recibe la configuración aprobada, es posible realizar la puesta en marcha integrada durante las pruebas de aceptación en fábrica. Este enfoque permite reducir el tiempo dedicado a la puesta en marcha del equipo directamente en el sitio.
Fig. 2. Aparatos de 110 kV de la DS "Portovaya"
Para la DS "Portovaya", los gabinetes de PRA (110 kV), USO (Unidades de Suministro de Energía Ininterrumpida) y gabinetes de telecomunicaciones fueron fabricados por el NPP "Ekra". Gracias a los especialistas de "Setevaya Kompaniya" (Compañía de Redes), la configuración aprobada se había obtenido en el momento en que se realizaron las pruebas integrales. La combinación de los hechos mencionados anteriormente permitió poner en funcionamiento el conjunto de equipos que proporciona protección para el equipamiento de 110 kV en la DS "Portovaya".
El proceso de pruebas integrales se combinó con éxito con un proceso de capacitación para representantes del cliente —"Setevaya Kompaniya". El valor particular de la capacitación en este formato específico radica en que se realiza sobre el equipo real que posteriormente será enviado al sitio.
Fig. 3. Aparatos de 6 kV de la DS "Portovaya"
Durante las pruebas, se simuló la acción de las protecciones de 6 kV utilizando herramientas de software y hardware. La necesidad de simular las operaciones de protección de baja tensión se debió al uso de dispositivos de varios fabricantes en la subestación, lo que impide realizar pruebas integrales de todos los subsistemas en las instalaciones del fabricante.
Puesta en marcha del equipo
Actualmente, cualquier instalación de subestación digital (DS) recibe una atención estrecha en todas las etapas. El interés es evidente tanto desde la perspectiva de los clientes y operadores del equipo, como desde la perspectiva de los fabricantes de equipos, incluyendo los dispositivos de protección y automatización (RPA).
Durante la puesta en marcha de la Subestación Digital (DS) "Portovaya", casi todos los fabricantes de equipos garantizaron la presencia de empleados altamente cualificados. Algunos fabricantes involucraron directamente a desarrolladores en el proceso de puesta en marcha, lo que confirma aún más el interés general en el tema de las DS. Los empleados de la "Compañía de Redes" participaron activamente en el trabajo en todas las etapas de la puesta en marcha.
A pesar de los requisitos para los dispositivos electrónicos inteligentes (IED) que realizan funciones de Protección y Automatización (RPA) en cuanto a la capacidad de exportar archivos en formato Substation Configuration Language (SCL) [3], la norma no define reglas estrictas para el funcionamiento del software de aplicación que realiza esta función. Las discrepancias en la norma IEC 61850 al respecto requieren ciertos ajustes, incluyendo modificaciones en la documentación de obra terminada, al interconectar dispositivos de diferentes fabricantes. Por lo general, todos los retrasos que surgen se resuelven de forma rápida; sin embargo, no habrían ocurrido si se hubiera realizado una prueba integral de todos los subsistemas de la subestación de antemano.
Los dispositivos de diferentes fabricantes presentan varias características operativas. Por consiguiente, el personal operativo debe comprender no solo una serie de cuestiones básicas sobre el funcionamiento del dispositivo según los protocolos de la norma IEC 61850, sino también tener en cuenta estas características y poseer habilidades para utilizar diferentes tipos de software de aplicación.
Conclusión
A pesar de que cada dispositivo individual cumple con los requisitos de la norma, surgen situaciones en las que dispositivos de diferentes fabricantes no pueden interactuar correctamente.
Durante los trabajos de energización de la DS "Portovaya", se aprovecharon las ventajas de la tecnología DS, como la realización de la puesta en marcha en condiciones operativas y la prueba integral de partes de los sistemas.
Al trabajar con dispositivos de diferentes fabricantes, a pesar de que cada dispositivo individual cumple con los requisitos de la norma, surgen situaciones en las que los dispositivos no pueden interactuar correctamente. En la DS "Portovaya", se garantizó la interoperabilidad entre dispositivos de una gran cantidad de fabricantes, lo cual se facilitó mediante la resolución rápida de conflictos de compatibilidad de equipos relacionados con los protocolos de comunicación IEC 61850.
Los equipos y software utilizados en una Subestación Digital (SD) generan nuevos requisitos para el personal de ingeniería en todos los niveles, desde la producción hasta la operación. Por ejemplo, para que un ingeniero de Protección y Automatización de Relés (PAR) pueda trabajar completamente con equipos de SD, es necesario conocer el funcionamiento de las redes de área local (LAN), los protocolos de sincronización de tiempo y mucho más.
Literatura
Redes y sistemas de comunicación en subestaciones — Parte 9-2: Mapeo de servicios de comunicación específicos (SCL) — Valores muestreados sobre ISO/IEC 8802-3. Norma internacional IEC 61850-9-2 Edición 2.0 2011-09.
Guía de implementación para la interfaz digital con transformadores instrumentales utilizando IEC 61850-9-2. UCA International Users Group. 2004.
Redes y sistemas de comunicación en subestaciones — Parte 6: Lenguaje de descripción de configuración para la comunicación en subestaciones eléctricas relacionadas con los dispositivos electrónicos inteligentes (IED). Norma internacional IEC 61850-6.
