El sistema de automatización de subestaciones (SAS), como su nombre indica, se distingue por su capacidad para sustituir funciones automatizadas por tareas manuales del operador. Las operaciones automatizadas desempeñan un papel crucial en la garantía de la operación segura y confiable de la transmisión y distribución de electricidad. Sus funciones incluyen, pero no se limitan a, monitoreo, recolección de datos, protección, control y comunicación remota.
Anteriormente, las Unidades Terminales Remotas (RTUs) se empleaban únicamente como intermediarias entre el equipo de conmutación de energía eléctrica a nivel de proceso en las subestaciones y el sistema de gestión de red de las empresas para fines de vigilancia a larga distancia (ver Figura 1 a continuación).
Estas unidades están equipadas con múltiples entradas y salidas, sirviendo como interfaces de comunicación a los centros de control de red remotos. Las Unidades Terminales Remotas (RTUs) y el Centro de Control de Red (NCC) juntos constituyen el Sistema de Adquisición de Datos y Control Supervisado (SCADA), como se muestra en la Figura 1.
Existen varias funciones específicas notables del sistema de automatización de subestaciones:
Control de transformación de voltaje (Control de Selector de Toma de Carga)
Protección de equipos para barras, líneas, alimentadores, transformadores, generadores y otros equipos.
Implementación de interbloqueos automáticos y mecanismos de conmutación de equipos de conmutación.
Transmisión de datos de monitoreo al centro de control.
Resolución de fallos del sistema de energía, ya sea local o remotamente.
Establecimiento de comunicación con otras subestaciones (intra-subestación) y centros de control regionales.
Por ejemplo, muchas funciones en el Sistema de Automatización de Subestaciones (SAS) están coordinadas para restaurar automáticamente desde fallas de equipos o cortocircuitos. Estas funciones involucran múltiples dispositivos, con sus responsabilidades asignadas entre el equipo primario (como interruptores, transformadores, transformadores instrumentales, etc.) y el equipo secundario (como relés protectores, unidades de fusión, dispositivos electrónicos inteligentes).
Figura 1 - El Sistema de Automatización de Subestaciones: Arquitectura de Sistemas SCADA Clásicos
Consecuentemente, el cableado y las conexiones de alambre entre estos dispositivos y equipos se vuelven complejos, requiriendo un esfuerzo sustancial y un tiempo prolongado para el mantenimiento, reparación, expansión o modificaciones. Se han realizado esfuerzos para reducir la cantidad de cableado y alambrado implementando redes de comunicación en serie en diferentes niveles de la jerarquía de la subestación. Estas iniciativas han llevado a soluciones propietarias desarrolladas por proveedores de equipos de subestaciones.
Grandes corporaciones, incluyendo grupos sin fines de lucro como la Arquitectura de Comunicación de Utilidades (UCA), compuesta por proveedores de equipos de subestaciones y usuarios de servicios públicos, están trabajando activamente para mejorar las comunicaciones de subestaciones. Lo hacen participando en el desarrollo de estándares internacionales para mejorar la compatibilidad funcional y proponiendo arquitecturas que ofrecen mayor ancho de banda de red. El objetivo es mejorar la confiabilidad de la comunicación tanto dentro de las subestaciones como entre diferentes subestaciones.
La arquitectura jerárquica de la automatización de subestaciones en SAS se categoriza según las implementaciones tecnológicas. El sistema de automatización de subestaciones comprende tres niveles: el nivel de estación, el nivel de bahía y el nivel de proceso (como se ilustra en la Figura 2). Estos niveles pueden aprovecharse para lograr diversas funcionalidades. En términos de especificaciones técnicas, las dimensiones de un sistema de automatización de subestaciones (SAS) en subestaciones de transmisión de ultra alta tensión serán mayores en comparación con las de subestaciones de distribución de alta tensión.
En las subestaciones modernas, el nivel de bahía es una característica común, aunque en los primeros días del SAS, el concepto del nivel de bahía no era reconocido.
Typicamente, los sensores miden magnitudes extremadamente grandes de corriente y voltaje. Los transformadores de corriente y voltaje (CTs/VTs) se utilizan para convertir cantidades sustanciales de corriente y voltaje en valores estándar, que luego se alimentan a las entradas de los relés. Los valores escalados suelen corresponder a 5A (1A en Europa) para la corriente y 120 Voltios para el voltaje. En esencia, los relés protectores o los dispositivos electrónicos inteligentes modernos implementan la lógica de protección.
Figura 2 - La estructura de un Sistema de Automatización de Subestaciones que muestra los niveles de estación, bahía y proceso
Estos dispositivos detectan y miden los niveles de corriente y voltaje eléctricos para calcular ciertos valores que son monitoreados por la lógica de protección, como la corriente eléctrica en los dos lados diferentes de un transformador de Ultra Alta Tensión (UAT)/Alta Tensión (AT). Cuando un parámetro excede un valor especificado (ajuste de disparo), la lógica de protección actuará según una secuencia predefinida de pasos o un algoritmo de control programado. Típicamente, cuando surge un problema, se envía una señal de corte al interruptor correspondiente para aislar una línea o barra.
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