Qué es y cuándo se necesita
La integración SCADA de subestaciones consiste en reunir las señales de relés, controladores de bahía, medidores y equipos de campo en un gateway o una RTU, y entregarlas al centro de control con el protocolo, el direccionamiento y la estampa de tiempo que este exige. El mismo trabajo aplica en plantas industriales que llevan sus celdas de media tensión, sus protecciones y su medición a un sistema de supervisión.
Se necesita al construir o ampliar una subestación, al conectar una planta de generación o una carga industrial a la red, al cambiar el gateway o la RTU, y cuando el centro de control pide señales nuevas o cambia de protocolo.
Qué incluye
- Gateways y RTU: configuración de los canales hacia los IED y de los canales hacia uno o varios centros de control, con redundancia cuando el diseño la contempla.
- Protocolos hacia el centro de control: IEC 60870-5-104 sobre TCP/IP e IEC 60870-5-101 serial; DNP3 serial y DNP3 sobre TCP/IP.
- Protocolos hacia los equipos: IEC 61850 MMS, Modbus RTU y Modbus TCP, DNP3 e IEC 60870-5-103 cuando el equipo lo requiere.
- Lista de señales: cada punto con su tipo (estado simple o doble, medida, mando, contador), dirección, escalamiento, banda muerta, prioridad y si va con estampa de tiempo.
- Pruebas punto a punto con el centro de control, señal por señal.
- Sincronización de tiempo: SNTP, PTP e IRIG-B, desde el reloj GPS hasta cada IED.
Cómo lo hacemos
- Planeación. Reunimos los esquemas de control, la lista de IED con marca, modelo y firmware, y los requisitos del centro de control: protocolo, direcciones, perfil de comunicación y formato de la lista de señales.
- Lista de señales. La elaboramos o depuramos a partir de los esquemas y la acordamos con el cliente y con el centro de control antes de configurar. Es el documento contra el que se prueba todo.
- Configuración. Configuramos los IED para que publiquen lo necesario, el gateway o la RTU para recogerlo y convertirlo, y el canal hacia el centro de control con sus parámetros de enlace.
- Pruebas locales. Con un simulador de maestro verificamos cada punto en el gateway: valor, calidad, estampa de tiempo y escalamiento. Las señales que salen de protecciones se generan con inyección desde el Omicron CMC 356 o con los modos de prueba del IED.
- Pruebas punto a punto con el centro de control. Señal por señal, con el operador en línea: estados, alarmas, medidas y mandos. Los mandos reales se ejecutan solo con autorización de operación.
- Sincronización de tiempo. Verificamos que cada equipo tome la referencia prevista y que los eventos lleguen con la hora correcta al centro de control.
- Informe. Lista de señales con el resultado de cada punto y respaldo de toda la configuración.
Criterios y normas en la integración SCADA de subestaciones
IEC 60870-5-101 y -104 definen el perfil de telecontrol más usado entre subestaciones y centros de control; IEEE 1815 define DNP3. Modbus sigue la especificación pública de Modbus Organization y no transporta calidad ni estampa de tiempo propias, por eso conviene limitarlo a medidas y estados de equipos auxiliares. Cada centro de control fija además su propio perfil de interoperabilidad: tipos de objeto, direcciones, tiempos de enlace y redundancia. Ese documento manda sobre cualquier valor por defecto.
En sincronización de tiempo, IRIG-B sigue el IRIG Standard 200 y se distribuye por cableado dedicado; SNTP viaja por la misma red de datos y su precisión depende de la red; PTP según IEEE 1588, con el perfil para sistemas eléctricos de IEC 61850-9-3, se usa cuando el diseño pide mayor precisión. La exactitud exigida la define la especificación del proyecto.
La señalización solo es útil si refleja bien el estado de los equipos de patio. Por eso revisamos que estados como la discrepancia de polos del interruptor o las alarmas del regulador de tensión AVR lleguen con su origen real y no solo con una simulación.
Qué recibe
- Lista de señales final, con dirección, escalamiento y resultado de la prueba punto a punto.
- Respaldo de la configuración del gateway o la RTU y de cada IED modificado.
- Acta de pruebas con el centro de control, con los pendientes y su responsable.
- Esquema de sincronización de tiempo y de comunicaciones.
- Informe firmado por el ingeniero responsable.
Por qué Tiza Group
- Un solo ingeniero responsable de principio a fin, de la lista de señales a la última prueba con el centro de control.
- Criterio de campo desde el diseño hasta la puesta en servicio, en subestaciones de media, alta y extra alta tensión y en industria.
- Experiencia con las marcas principales: Siemens, Schneider Electric, SEL, ABB, GE, Fanox, NOJA Power y Efacec.
- Capacidad de configuración remota para ajustes y señales nuevas después de la entrega.
Este servicio forma parte de nuestra configuración de control, protecciones y comunicaciones. Si quiere repasar qué información entrega cada IED, consulte la guía de relés de protección.