Fallas Comunes y Tratamientos de los Sistemas de Automatización de Subestaciones
1. Clasificación Estructural de los Sistemas de Automatización de Subestaciones
1.1 Estructura del Sistema Distribuido
La estructura del sistema distribuido es una arquitectura técnica que realiza la recopilación de datos y el control a través del trabajo colaborativo de múltiples dispositivos y unidades de control descentralizadas. Este sistema está compuesto por múltiples módulos funcionales, incluyendo unidades de monitoreo y almacenamiento de datos. Estos módulos están interconectados a través de una red de comunicación confiable y logran las operaciones de automatización de subestaciones según la lógica y estrategias de control preestablecidas.
En una estructura distribuida, cada unidad tiene capacidad de procesamiento y funciones de toma de decisiones independientes, lo que permite el control automático y el diagnóstico de fallas dentro de un área local.
Al mismo tiempo, estas unidades pueden cargar datos en un sistema de control centralizado en tiempo real, y la subestación puede ser gestionada de forma centralizada a través de una plataforma de monitoreo remoto. En comparación con los sistemas de control centralizados tradicionales, los sistemas distribuidos tienen mayor flexibilidad y redundancia, lo que puede evitar eficazmente el impacto de las fallas de un solo punto y mejorar la estabilidad y confiabilidad del sistema. La estructura del sistema distribuido puede soportar funciones de automatización más complejas, permitiendo a las subestaciones responder de manera flexible frente a entornos de redes eléctricas complejos y garantizando la seguridad y estabilidad del suministro de energía.
1.2 Estructura del Sistema Centralizado
La estructura del sistema centralizado toma como núcleo una unidad de control central y gestiona y coordina la operación de diversos dispositivos en la subestación a través de funciones de procesamiento y control de datos centralizados. Esta estructura consta de un sistema de control central y dispositivos electrónicos inteligentes. El sistema de control central es responsable de recibir y procesar datos de diversos dispositivos, y emitir comandos según estrategias de control para lograr un control y gestión unificados de diversos equipos de subestación.
En un sistema centralizado, todas las funciones de monitoreo y control se concentran en la unidad de control central, y diversos dispositivos en la subestación están conectados a través de una red de comunicación de alta velocidad. Aunque esta estructura tiene alta unidad y conveniencia en la gestión y mantenimiento del sistema, ya que todos los procesos de control y toma de decisiones dependen de un único sistema de control central, una vez que falle el sistema central, puede llevar a la pérdida de control o interrupción de la operación de toda la subestación, afectando así la seguridad y confiabilidad del sistema de energía.
1.3 Estructura del Sistema Jerárquico
La estructura del sistema jerárquico es una arquitectura que divide las funciones del sistema en múltiples capas, con cada capa encargada de tareas específicas. Esta estructura generalmente incluye cuatro niveles principales: la capa de campo, la capa de control, la capa de monitoreo y la capa de gestión. El intercambio de datos y la coordinación de control se llevan a cabo entre cada capa a través de una red de comunicación de alta velocidad.La capa de campo está en la parte inferior del sistema y está compuesta principalmente por dispositivos inteligentes y dispositivos de protección relé en la subestación. La capa de campo es responsable de operaciones básicas como la recolección de parámetros eléctricos, el monitoreo del estado del equipo y la realización de control automático local.
La capa de control está ubicada entre la capa de campo y la capa de monitoreo y está compuesta principalmente por unidades terminales remotas y controladores lógicos programables. La capa de control es responsable de obtener datos de la capa de campo y controlar el equipo de campo según la lógica de control y las estrategias de operación, completando así el programación automatizada del equipo en la subestación.La capa de monitoreo está en la parte superior media del sistema y generalmente está compuesta por un sistema de adquisición de datos y control supervisado (SCADA). La capa de monitoreo es responsable del procesamiento y almacenamiento centralizado de datos de la capa de control y la capa de campo, monitoreando en tiempo real el estado de operación de la subestación y proporcionando funciones como alarmas y gestión de equipos.
La capa de gestión está en la parte superior del sistema y se encarga principalmente de la gestión integral y el apoyo a la toma de decisiones de la subestación. La capa de gestión proporciona funciones como el monitoreo global y la gestión de mantenimiento del sistema de energía para garantizar la operación coordinada de la subestación en toda la red de energía.
2. Fallos Comunes en Sistemas de Automatización de Subestaciones
2.1 Fallos de la Red de Comunicación
La red de comunicación del sistema de automatización de subestaciones juega un papel crucial en los sistemas de energía modernos, siendo responsable de la transmisión de datos en tiempo real e intercambio de información entre diversos dispositivos. Sin embargo, los fallos de la red de comunicación pueden afectar seriamente el control automático y el monitoreo remoto de las subestaciones, llevando a una operación inestable del sistema de energía.
El equipo de comunicación puede fallar debido al envejecimiento o problemas de calidad. El daño físico a los switches o routers puede impedir que los datos se reenvíen normalmente, y la desconexión de las líneas de transmisión puede llevar a una interrupción de la comunicación. Los problemas de suministro de energía también son una causa importante de fallos de hardware. Un suministro de energía inestable puede impedir que el equipo de comunicación funcione correctamente.
En la red de comunicación de las subestaciones, la interferencia electromagnética generada durante la operación del equipo puede afectar la calidad de las señales de comunicación, especialmente para señales de baja frecuencia o comunicación inalámbrica. Los fuertes campos eléctricos y magnéticos generados por el equipo de alta tensión en el sistema de energía también pueden causar atenuación o distorsión de las señales, afectando la confiabilidad de la transmisión de datos. La atenuación de la señal en líneas de transmisión de larga distancia también es un problema común, especialmente cuando se utiliza la comunicación por cable. La señal se debilita gradualmente durante la transmisión, lo que puede impedir que el extremo receptor reciba los datos con precisión.
2.2 Fallos de Adquisición de Datos
La adquisición de datos en el sistema de automatización de subestaciones es la base para la realización del monitoreo remoto y la gestión de despacho. El sistema de adquisición de datos es responsable de obtener datos en tiempo real de diversos dispositivos en la subestación y transmitirlos al sistema de control central o al sistema SCADA. Si la adquisición de datos falla, puede afectar la operación normal de la subestación e incluso poner en peligro la seguridad del sistema de energía.
El sistema de adquisición de datos depende de una gran cantidad de dispositivos de hardware. Si estos dispositivos fallan, la adquisición de datos no puede proceder normalmente. El daño o envejecimiento de los sensores puede llevar a mediciones inexactas de parámetros clave como la corriente o la temperatura. Las fallas de alimentación de las unidades terminales remotas (RTUs) o dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) pueden impedir que los dispositivos se inicien o que dejen de funcionar, afectando la transmisión y adquisición de datos.
La adquisición de datos depende de una red de comunicación estable para transmitir datos desde los dispositivos de campo al sistema de control central. Si la red de comunicación falla, como la pérdida de señal o la demora en la transmisión de datos, llevará a la falla de la adquisición de datos. Problemas como líneas de comunicación dañadas, equipos de conmutación de red defectuosos o incompatibilidad de protocolos afectarán directamente la confiabilidad y la naturaleza en tiempo real de la transmisión de datos.
Si los dispositivos en el sistema de adquisición de datos no están configurados o calibrados correctamente, los datos recopilados pueden ser inexactos o perdidos. Si los dispositivos no se configuran con parámetros según las especificaciones durante la instalación o no se calibran regularmente después, también es fácil que se produzcan errores en la adquisición de datos. La operación normal del sistema de adquisición de datos depende del soporte de la plataforma de software o programa correspondiente. Si hay brechas en el software o incompatibilidad de versiones, la adquisición de datos puede no ejecutarse normalmente.
2.3 Fallos de Falsas Alarmas
En la operación diaria del sistema de automatización de subestaciones, puede monitorear el estado del equipo de energía en tiempo real y emitir señales de alarma para que se puedan tomar medidas oportunas. Sin embargo, las falsas alarmas son uno de los tipos de fallos comunes en los sistemas de automatización. Las falsas alarmas no solo pueden afectar la operación normal del personal, sino que también pueden llevar a un desperdicio de recursos e interferencias innecesarias. En casos graves, incluso pueden llevar a respuestas de emergencia inapropiadas.
La función de alarma del sistema de automatización de subestaciones generalmente depende de umbrales establecidos. Si estos umbrales están configurados demasiado sensibles o no se ajustan a las condiciones de operación reales, pueden ocurrir falsas alarmas frecuentes. Grandes fluctuaciones de voltaje o cambios transitorios en el equipo bajo ciertas condiciones de operación pueden ser confundidos con fallos, desencadenando alarmas. Por lo tanto, la configuración razonable de los umbrales es crucial para evitar falsas alarmas.
Los errores operativos de los operadores también son una causa común de falsas alarmas. Durante la configuración del sistema o la depuración del equipo, los errores de los operadores pueden llevar a condiciones de alarma irrazonables o desencadenar falsas alarmas. Si los operadores no configuran el sistema según los procedimientos operativos estándar o no recalibran los parámetros de alarma al reemplazar el equipo, el estado del equipo puede no coincidir con las condiciones de alarma, resultando en falsas alarmas.
3. Medidas para Manejar Fallos Comunes en Sistemas de Automatización de Subestaciones
3.1 Mejorar el Sistema de Gestión de Equipos de Hardware
Establecer un sistema de gestión de equipos sólido es un requisito previo para prevenir fallos de hardware. Las subestaciones deben formular especificaciones de gestión detalladas para todo el ciclo de vida del equipo, incluyendo la adquisición y el mantenimiento, para asegurar que cada pieza de equipo pase por una inspección de calidad estricta y aceptación antes de la instalación y cumpla con los requisitos técnicos al entrar en uso. Al mismo tiempo, para diferentes tipos de equipos, se deben establecer ciclos de mantenimiento y estándares de inspección especiales, con inspecciones regulares y actualizaciones para extender la vida útil del equipo y reducir los fallos causados por el envejecimiento o daños del equipo.
En segundo lugar, las subestaciones deben fortalecer el monitoreo y registro del equipo durante la operación. A través del monitoreo en tiempo real del equipo, se pueden detectar oportunamente los riesgos potenciales de fallos. Utilice un sistema de monitoreo en línea para monitorear continuamente el estado de operación y los parámetros clave, como la corriente, del equipo de automatización de subestaciones y transmita los datos al sistema de monitoreo central. Sobre esta base, realice diagnóstico de fallos regular, registre datos detallados de la operación del equipo, forme archivos históricos, para realizar predicción y análisis de fallos, identificar eficazmente los cambios anormales del equipo y tomar medidas preventivas para evitar fallos.
3.2 Mantenimiento y Servicio Regular
El trabajo de mantenimiento regular debe incluir el mantenimiento del sistema de software del sistema de automatización. La parte central del sistema de automatización es el sistema de monitoreo por computadora y el software de control. La estabilidad de su operación afecta directamente el nivel de automatización y la capacidad de diagnóstico de fallos de la subestación. Mantenga regularmente el sistema de software, incluyendo la actualización y optimización del sistema operativo y los algoritmos de control, para asegurar que el software no experimente "fallas" o "bloqueos" al manejar operaciones complejas.El trabajo de copia de seguridad regular también es crucial, ya que puede prevenir el tiempo de inactividad del sistema debido a daños en el programa o pérdida de datos. Por lo tanto, las copias de seguridad regulares del sistema y los simulacros de recuperación de datos son parte del trabajo de mantenimiento.
3.3 Implementar el Método de Eliminación
Implementar el método de eliminación requiere definir claramente los síntomas de fallo y hacer registros detallados. Los operadores deben identificar rápidamente la manifestación del fallo basándose en las alarmas del sistema y el rendimiento del equipo, y entender la situación básica del fallo. Si el sistema experimenta pérdida de datos o retraso en la transmisión, los operadores deben verificar primero los enlaces de comunicación de todas las partes del sistema para asegurar que el canal de transmisión de datos no esté interrumpido. A través de una observación cuidadosa, se pueden excluir algunas causas obvias de fallos, asegurando que el diagnóstico posterior de fallos sea más dirigido.
La implementación del método de eliminación necesita seguir ciertos pasos. Tomemos como ejemplo los fallos de adquisición de datos en el sistema de automatización de subestaciones. Primero, verifique el equipo de adquisición en sí, como sensores y transformadores, para confirmar el estado de operación de estos dispositivos. Si el equipo de adquisición está bien, verifique luego las conexiones de comunicación y los protocolos de transmisión de datos entre los dispositivos. Si el equipo de comunicación y las conexiones de red son normales, entonces verifique si las configuraciones de software del sistema de automatización son correctas, y si hay configuraciones anormales o errores de programa. Finalmente, a través de la eliminación paso a paso, se determina la fuente del fallo. Este método reduce eficazmente el alcance del diagnóstico de fallos, evitando la inspección ciega y el desperdicio de recursos.
4. Conclusión
En resumen, el sistema de automatización de subestaciones involucra una gran cantidad de dispositivos y tecnologías, con una variedad amplia de fallos del sistema, y una alta complejidad en la localización y manejo de fallos. Al mismo tiempo, durante la operación del sistema de automatización de subestaciones, algunos dispositivos pueden fallar debido a factores como el envejecimiento y los cambios en el entorno externo. Si estos fallos no se manejan de manera oportuna, pueden llevar a daños en el equipo y a una reducción de la eficiencia de operación del sistema, aumentando así los costos de mantenimiento y reparación. Por lo tanto, se necesitan medidas como mejorar el sistema de gestión de equipos de hardware, realizar trabajos de mantenimiento regular e implementar el método de eliminación para mejorar la capacidad de detección y prevención de fallos.
