Automatización de subestaciones (SAS): qué es y niveles

Qué es un sistema de automatización de subestaciones

La automatización de subestaciones reúne en un solo sistema las funciones secundarias que antes se resolvían con relés electromecánicos, cuadros de alarmas, registradores independientes y kilómetros de cable de control. Ese conjunto se conoce como sistema de automatización de subestaciones (SAS), en inglés substation automation system.

Un SAS no es un equipo: es la suma de los relés de protección, los controladores de bahía (BCU), el gateway o la RTU, la HMI de estación, el reloj de sincronización y la red que los une. Atiende subestaciones de transmisión y de distribución y también subestaciones industriales, en media, alta y extra alta tensión. En qué se diferencia del SCADA, del DCS y de una HMI se explica en SCADA, SAS, DCS y HMI: diferencias. Aguas abajo, en los alimentadores, la automatización de la distribución lleva la misma idea a los reconectadores.

Qué automatiza un SAS

La protección se mantiene como la función más crítica. El resto del sistema puede degradarse sin que la subestación quede desprotegida, y esa jerarquía debe respetarse en el diseño. Los enclavamientos, por ejemplo, tienen su propia serie: enclavamientos en subestaciones.

Niveles de estación, bahía y proceso

IEC 61850-5 describe las funciones de automatización en tres niveles dentro de la subestación y las interfaces lógicas entre ellos. En la práctica se suma un cuarto nivel fuera del cerco:

• Proceso. El equipo primario: interruptores, seccionadores, transformadores de corriente y de tensión. En una subestación digital aquí están también las unidades de fusión y los IED de interruptor.
• Bahía. Un relé de protección y un controlador por bahía (o un equipo que hace ambas cosas en media tensión). Cada bahía funciona de forma autónoma.
• Estación. HMI, gateway, servidor de ingeniería, registradores y reloj. Coordina las bahías y es la frontera hacia afuera.
• Centro de control. El SCADA del operador de red o del dueño, que recibe los datos por la red de área amplia.

Entre proceso y bahía se ubica el bus de proceso; entre bahía y estación, el bus de estación. La arquitectura de esa red, su redundancia y sus tiempos están en red de comunicaciones de subestación.

Del RTU centralizado al IED distribuido

Las subestaciones más antiguas tienen una automatización centralizada: una RTU con tarjetas de entradas y salidas recibe cada señal por un cable desde el patio o desde los relés y la transmite al centro de control. Los enclavamientos son cableados y la HMI local, si existe, es un tablero mímico.

Con los relés numéricos llegó la automatización distribuida. Cada IED de bahía conoce sus propias señales y las comparte por la red; la RTU se convierte en gateway, que traduce protocolos en lugar de leer contactos. El resultado es menos cableado, más información por equipo y diagnóstico remoto de cada IED.

La mayoría de las subestaciones en servicio está en alguna etapa intermedia, con bahías de distintas generaciones. Por eso un SAS real casi nunca es homogéneo, y cómo reemplazarlo por etapas está en modernizar un sistema de automatización de subestación.

Dónde entra IEC 61850

IEC 61850 es la serie de normas que fija cómo se nombran los datos de cada IED, qué servicios se pueden pedir sobre ellos y cómo viajan por la red. Su aporte al SAS es triple: un modelo de datos común entre marcas, el mensaje GOOSE para enclavamientos y disparos entre bahías, y una ingeniería basada en archivos SCL que describen el sistema completo. La diferencia entre GOOSE y MMS está en GOOSE y MMS en IEC 61850; el archivo del sistema se arma con un configurador de sistema, y cuando los IED son de varias marcas conviene revisar GOOSE entre relés de distintas marcas.

IEC 61850 cubre normalmente la comunicación dentro de la subestación. Hacia el centro de control, el gateway traduce a IEC 60870-5-104 o DNP3, como se explica en IEC 61850 hacia el centro de control; cuándo conviene cada protocolo se compara en IEC 61850, IEC 104, DNP3 y Modbus. La visión general de la norma está en IEC 61850: qué es y partes de la norma.

Qué falla en la práctica

Los problemas de un SAS rara vez están en el hardware. Lo habitual es:

• Configuraciones que no coinciden. El archivo cargado en un IED no es el mismo que usa el resto del sistema, y un GOOSE o un reporte dejan de llegar.
• Listas de señales incompletas o desactualizadas. El centro de control recibe una señal con otro nombre, otra dirección o sin calidad.
• Mandos que se rechazan por el selector local/remoto, por un enclavamiento o por el modo del IED.
• Sincronización de tiempo deficiente, que desordena la secuencia de eventos.
• Cambios sin control de versiones después de la puesta en servicio, de modo que nadie sabe cuál es la configuración vigente.

Casi todos se resuelven en ingeniería y en pruebas: en el FAT del sistema completo, en el SAT en sitio y en el comisionamiento bahía por bahía antes de la energización. La lista de señales y la gestión de configuración del SCD son las herramientas que más evitan estas fallas, y ambas deben pedirse desde el pliego, como se explica en especificar un SAS. Puede revisar un SCD antes de cargarlo con nuestro visor SCL IEC 61850 gratuito.

Cómo se prueba y se pone en servicio

Un SAS se verifica en varias etapas: pruebas de fábrica de cada IED, prueba de aceptación en fábrica (FAT) del sistema integrado, prueba de aceptación en sitio (SAT) y pruebas punto a punto de cada señal hasta el centro de control. IEC 61850-4 ordena la gestión del proyecto y la calidad, pero el protocolo de pruebas lo define la especificación de cada proyecto; el detalle normativo está en normas para puesta en servicio, FAT y SAT. Los simuladores y analizadores que se usan están en herramientas de prueba IEC 61850, y el proceso completo en sitio, en comisionamiento de subestaciones.

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Referencias

• IEC 61850-5, Communication networks and systems for power utility automation – Part 5: Communication requirements for functions and device models.
• IEC 61850-4, System and project management.
• IEEE C37.1-2007, Standard for SCADA and Automation Systems (inactiva-reservada).
• CIGRE, Technical Brochure 246, The automation of new and existing substations: why and how, WG B5.07, 2004.
• CIGRE, Technical Brochure 329, Guidelines for specification and evaluation of substation automation systems, WG B5.18, 2007.

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