Power & Energy Magazine - Spanish - July/August 2019 - 56

Las funciones de automatización de subestaciones y cualquier
otra función que no opere en tiempo real absoluto, incluyendo el
monitoreo de equipos, se convertirán en servicios en el dispositivo
periférico de la subestación.
¿Por qué se observa este rumbo?
Los operadores de servicios públicos interactuarán y cooperarán con miles de nuevos dispositivos, incluyendo inversores solares residenciales, granjas solares, vehículos eléctricos de CA y CC conectados al sistema de distribución y
almacenamiento en baterías. También habrá nuevos tipos
de operadores de distribución, incluidos los propietarios de
microrredes y las centrales eléctricas virtuales. El nuevo sistema de operaciones debe modelar rápidamente y representar al instante nuevos dispositivos de control de cualquier
tipo, en cualquier lugar y en varios miles de dichos dispositivos. Especialmente a nivel de distribución, la subestación
será el concentrador de datos clave para este tipo de interfaz.
A medida que el sistema de energía se vuelve más impredecible y tiene menos control jerárquico, se necesita un
mejor conocimiento de la situación. La subestación se convierte en una fuente clave de datos para la inteligencia situacional tanto para la transmisión como para la distribución.
Los sistemas de monitoreo de áreas extensas deben integrar
las PMU de las redes de transmisión y las micro-PMU que
se encuentran cada vez más en las redes de distribución. Más
allá de la inteligencia situacional, serán necesarios sistemas
de monitoreo para operar mejor la subestación y así maximizar el uso de los equipos del sistema de energía, como por
ejemplo transformadores. Por lo tanto, la APM será una función vital para la misión de garantizar que los componentes
del sistema de energía puedan soportar de forma dinámica
y confiable los cambios en los flujos energéticos y en los
escenarios de funcionamiento. Es posible que se requieran
nuevos tipos de aplicaciones analíticas para coordinar la respuesta ante tormentas cuando el sistema de distribución también es una fuente, a fin de realizar un mejor modelado de la
red que permita la carga dinámica de la línea e incluso para
realizar estimaciones del estado local de las operaciones y la
protección dinámica. El desarrollo y la adición de estas nuevas aplicaciones como servicios de software son las únicas
formas rentables y oportunas de proporcionarlas.
Esta versión de la subestación del futuro muestra la protección y automatización de subestaciones como dispositivos
autónomos, como ocurre en las subestaciones actuales. Sin
embargo, esta situación no puede continuar. Las funciones
de automatización de subestaciones y cualquier otra función
que no trabaje en absoluto tiempo real, incluyendo el monitoreo de equipos, se convertirán en servicios en el dispositivo
periférico de la subestación. A medida que los circuitos de
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distribución se conviertan en fuentes importantes debido a
las FED y se aumente su interconexión, la protección de la
distribución adoptará técnicas de protección de transmisión,
como los esquemas de protección diferencial de línea y de
teleprotección. Los ajustes de los relés serán más dinámicos
tanto a nivel de transmisión como de distribución. Los relés
deben funcionar de forma confiable para las diferentes condiciones de red y niveles de corriente de cortocircuito resultantes de los recursos variables que se activan y desactivan.
Las fallas deben identificarse y compensarse correctamente,
incluso cuando haya una disminución de la inercia del sistema y de los tiempos de compensación de la estabilidad del
sistema. La única manera rentable y oportuna de satisfacer
estas necesidades será desplegar nuevos esquemas de protección como un servicio de software para que la protección se
convierta en una aplicación en tiempo real en el dispositivo
periférico de la subestación.

Siguientes pasos
La subestación del futuro es completamente digital y está
habilitada digitalmente para aplicaciones que se ejecutan
como servicios de software. La subestación del presente no
lo es. Es importante entender los pasos a seguir para pasar de
la arquitectura de la subestación actual a una del futuro. En
la práctica, esto requiere dos pasos por separado.
Un paso es digitalizarse por completo. La comunicación entre las puertas de enlace de las subestaciones y
los dispositivos de zona, como los relés de protección y
las unidades de control de puertos, ya son digitales. Una
subestación digital completa implica la implementación
de buses de proceso, que son dispositivos distribuidos de
entrada/salida (I/O, en inglés) para protección y control, así
como para la automatización de subestaciones. Un bus de
proceso digitaliza las interfaces de todos los equipos primarios, incluidos los puntos de control y estados binarios
de los disyuntores y transformadores de energía, así como
todos los datos analógicos, como las corrientes y tensiones
de los transformadores de instrumentos. La comunicación
utilizada en este proceso está definida por el estándar CEI
61850. Lograr la digitalización total mediante la implementación del bus de procesos es un paso que podemos dar
hoy. La tecnología necesaria está ampliamente disponible
en el mercado, y digitalizarse completamente proporciona
muchas ventajas actualmente, tanto en términos de gastos
de capital como operativos.
julio/agosto 2019

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