Modernizar un sistema de automatización de subestación

Cuándo una automatización llega al final de su vida útil

Un sistema de automatización de subestación (SAS) envejece más rápido que el equipo primario. Un transformador o un interruptor pueden durar varias décadas; un relé numérico, una RTU o una HMI quedan sin repuestos y sin soporte mucho antes, porque dependen de electrónica y de software que el fabricante deja de producir.

Señales de que conviene planear la modernización:

• Sin repuestos ni soporte del fabricante para relés, RTU o tarjetas.
• Software de configuración que solo corre en sistemas operativos antiguos o en un único computador.
• Fallas repetidas de fuentes, tarjetas de comunicación o pantallas.
• Protocolos seriales que el centro de control ya no quiere recibir o que no permiten agregar señales.
• Requisitos nuevos del operador de red: más señales, sincronización de tiempo, ciberseguridad, registros de falla.
• Ampliaciones que obligan a integrar equipos actuales con los existentes.
• Ciberseguridad imposible de mantener en equipos sin actualizaciones.

Las opciones

Por bahías. Se reemplazan la protección y el control de una bahía en cada ventana de mantenimiento. Es la opción más común. Exige que el sistema nuevo y el viejo convivan durante meses o años, con enclavamientos de estación y señales al centro de control funcionando en ambos.

En paralelo. Se instala el sistema nuevo completo junto al existente y se trasladan las bahías una a una. Reduce el tiempo de cada desconexión, pero requiere espacio, más cables provisionales y una disciplina estricta para no dejar señales duplicadas.

Gateway puente. Un gateway nuevo integra los equipos antiguos (por 103, 101, Modbus o contactos) y los nuevos (por IEC 61850), y entrega todo al centro de control. Permite modernizar bahía por bahía sin que el centro de control note la transición. Los escenarios de protocolos están en migrar de protocolos legados a IEC 61850.

Subestación completa. Solo cuando hay una desconexión larga o una subestación provisional. Es la opción más limpia técnicamente y la menos frecuente.

Qué se levanta antes de diseñar

La modernización empieza por saber qué hay realmente instalado. Lo habitual es encontrar diferencias entre los planos y la realidad.

• Planos y cableado de cada tablero, verificados en sitio.
• Ajustes y lógicas de los relés existentes, extraídos del equipo y no solo del archivo de proyecto.
• Enclavamientos, cableados o programados, con su tabla de condiciones. Nuestra herramienta gratuita de tabla de enclavamientos ayuda a documentarlos por configuración.
• Lista de señales hacia el centro de control, con sus direcciones y su significado. Ver lista de señales de la subestación.
• Servicios auxiliares: capacidad de la batería y del cargador para los equipos nuevos.
• Red y sincronización de tiempo disponibles.

Riesgos

• Perder funciones no documentadas. Una lógica cableada que nadie recuerda (un bloqueo, una transferencia, un disparo transferido) desaparece al cambiar el tablero.
• Enclavamientos de estación incompletos durante la convivencia: la bahía nueva no conoce la posición de un seccionador de la bahía antigua.
• Señales que cambian de dirección en el centro de control sin que el operador lo sepa.
• Ajustes trasladados sin revisión. Un relé nuevo no se ajusta copiando los valores del viejo: cambian los algoritmos, las curvas y las funciones disponibles.
• Circuitos de CT abiertos durante los traslados, con riesgo para las personas y los equipos.
• Ventanas de desconexión que se alargan porque la prueba de la bahía no se preparó antes.

La convivencia del sistema nuevo y el antiguo

Durante meses, a veces años, la subestación funciona con bahías de dos generaciones. Ese período concentra los riesgos y conviene planearlo como una etapa del proyecto, no como un inconveniente:

• Enclavamientos de estación. Las bahías nuevas necesitan conocer la posición de los seccionadores de las bahías antiguas, y viceversa. Se resuelve con señales cableadas entre tableros, con el gateway o con un controlador provisional, y cada solución debe probarse.
• Protección de barras y falla de interruptor. Si la diferencial de barras se cambia al final, debe recibir las corrientes y los disparos de bahías antiguas y nuevas durante toda la transición.
• Centro de control. El operador debe ver la subestación completa sin huecos. Un gateway nuevo que integra ambos sistemas desde el inicio simplifica esa etapa.
• Documentación por etapa. Cada ventana de desconexión cambia los planos y la lista de señales; se actualizan en el momento, no al final.

Pruebas

Cada bahía modernizada se trata como una puesta en servicio nueva. Primero, un FAT del tablero y de la integración con el gateway, si es posible con un simulador de las bahías que siguen en servicio. Luego, en sitio, el comisionamiento de la bahía en la ventana de desconexión:

• pruebas de cableado desde el patio y verificación de polaridades de CT y PT;
• pruebas de la protección por inyección secundaria;
• pruebas funcionales de disparo, cierre, recierre y enclavamientos;
• señales punto a punto hasta la HMI y el centro de control;
• puesta en servicio con carga y verificación de la estabilidad de las protecciones diferenciales.

El orden de las etapas y las normas aplicables están en normas para puesta en servicio, FAT y SAT.

Qué se gana

Una modernización bien hecha no solo reemplaza equipos: entrega un sistema documentado, con su lista de señales y su SCD vigentes, con registros de falla accesibles a distancia y con acceso remoto seguro para mantenimiento. Ese último punto, el acceso remoto seguro, es el que más reduce los tiempos de respuesta después. Para que el sistema nuevo llegue así, el pliego debe pedirlo; vea especificar un SAS.

Le ayudamos con su modernización

En Tiza Group configuramos y probamos relés, controladores de bahía y gateways de las principales marcas en modernizaciones de subestaciones de media, alta y extra alta tensión y de industria. Con la configuración remota de relés preparamos los ajustes y las lógicas de cada bahía antes de la ventana de desconexión, para acortarla. Para la integración y las pruebas en sitio, vea configuración de control, protecciones y comunicaciones.

Guías relacionadas

• Migrar de 103, 101 o Modbus a IEC 61850
• RTU y gateway de subestación
• Controlador de bahía (BCU)
• Lista de señales de la subestación
• Gestión de configuración de IED y SCD
• Pruebas de enclavamientos
• Comisionamiento de subestaciones: etapas y pruebas
• IEC 61850, IEC 104, DNP3 y Modbus: cuál usar

Referencias

• CIGRE, Technical Brochure 246, The automation of new and existing substations: why and how, WG B5.07, 2004.
• CIGRE, Technical Brochure 637, Acceptance, commissioning and field testing techniques for protection and automation systems, 2015.
• IEC 61850-4, System and project management.
• IEEE C37.233, Guide for Power System Protection Testing.

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