La automatización de sistemas de energía es el acto de controlar automáticamente el sistema de energía a través de dispositivos de instrumentación y control. La automatización de subestaciones se refiere al uso de datos de dispositivos electrónicos inteligentes (IED), capacidades de control y automatización dentro de la subestación y comandos de control de usuarios remotos para controlar los dispositivos del sistema de energía.
Dado que la automatización completa de la subestación depende de la integración de la subestación, los términos se usan a menudo indistintamente. La automatización del sistema de energía incluye procesos asociados con la generación y entrega de energía. El monitoreo y control de los sistemas de entrega de energía en la subestación y en el poste reducen la ocurrencia de cortes y acortan la duración de los cortes que ocurren. Los IED , los protocolos de comunicación y los métodos de comunicación trabajan juntos como un sistema para realizar la automatización del sistema de energía. El término "sistema de energía" describe la colección de dispositivos que componen los sistemas físicos que generan, transmiten y distribuyen energía. El término "sistema de instrumentación y control (I&C)" se refiere a la colección de dispositivos que monitorean, controlan y protegen el sistema de energía. Muchos sistemas de automatización de energía son monitoreados por SCADA.
La automatización del sistema de energía se compone de varias tareas.
Además, otra tarea es la integración del sistema eléctrico, que es el acto de comunicar datos hacia, desde o entre los IED en el sistema de I&C y los usuarios remotos. La integración de la subestación se refiere a la combinación de datos desde el IED local a una subestación de modo que haya un único punto de contacto en la subestación para todos los datos de I&C.
Los procesos de automatización de sistemas de energía se basan en la adquisición de datos, la supervisión y el control de sistemas de energía, todos trabajando juntos de manera automática y coordinada. Los comandos se generan automáticamente y luego se transmiten de la misma manera que los comandos iniciados por el operador.
Los transformadores de medida con relés de protección se utilizan para detectar la tensión y la corriente del sistema eléctrico. Están conectados físicamente a los aparatos del sistema eléctrico y convierten las señales reales del sistema eléctrico. Los transductores convierten la salida analógica de un transformador de medida de una magnitud a otra o de un tipo de valor a otro, como de una corriente alterna a una tensión continua. Además, los datos de entrada se toman de los contactos auxiliares de los cuadros de distribución y del equipo de control del sistema eléctrico.
Los dispositivos de control y control que se construyen con microprocesadores se conocen comúnmente como dispositivos electrónicos inteligentes (IED). Los microprocesadores son computadoras de un solo chip que permiten que los dispositivos en los que están integrados procesen datos, acepten comandos y comuniquen información como una computadora. Se pueden ejecutar procesos automáticos en los IED. Algunos IED utilizados en la automatización de sistemas de energía son:
Todas las líneas y todos los equipos eléctricos deben estar protegidos contra sobrecorrientes prolongadas . Si la causa de la sobrecorriente está cerca, entonces la corriente se interrumpe automáticamente de inmediato. Pero si la causa de la sobrecorriente está fuera del área local, un dispositivo de respaldo desconecta automáticamente todos los circuitos afectados después de un tiempo de retardo adecuado.
Tenga en cuenta que la desconexión puede, lamentablemente, tener un efecto en cascada , provocando sobrecorriente en otros circuitos que, por lo tanto, también deben desconectarse automáticamente.
Tenga en cuenta también que los generadores que de repente han perdido su carga debido a una operación de protección de este tipo tendrán que apagarse automáticamente de inmediato, y puede llevar muchas horas restablecer un equilibrio adecuado entre la demanda y la oferta en el sistema, en parte porque debe haber una sincronización adecuada antes de que dos partes del sistema puedan volver a conectarse.
Las operaciones de reconexión de los disyuntores generalmente se intentan de manera automática y a menudo tienen éxito durante tormentas eléctricas, por ejemplo.
Un sistema de control de supervisión y adquisición de datos ( SCADA ) transmite y recibe comandos o datos de los instrumentos y equipos de proceso. Los elementos del sistema de energía, desde interruptores montados en postes hasta plantas de energía completas, se pueden controlar de forma remota a través de enlaces de comunicación de larga distancia. La conmutación remota, la telemetría de redes (que muestra voltaje, corriente, potencia, dirección, consumo en kWh , etc.) e incluso la sincronización automática se utilizan en algunos sistemas de energía.
Las compañías eléctricas protegen las líneas de alta tensión monitorizándolas constantemente. Esta supervisión requiere la transmisión de información entre las subestaciones eléctricas para garantizar el correcto funcionamiento y controlar todas las alarmas y fallos. Las redes de telecomunicaciones tradicionales estaban interconectadas con cables metálicos, pero el entorno de las subestaciones se caracteriza por un alto nivel de campos electromagnéticos que pueden perturbar los cables de cobre.
Las autoridades utilizan un esquema de teleprotección para permitir que las subestaciones se comuniquen entre sí para aislar selectivamente fallas en líneas de alta tensión , transformadores , reactores y otros elementos importantes de las plantas eléctricas. Esta funcionalidad requiere el intercambio continuo de datos críticos para asegurar el correcto funcionamiento. Para garantizar el funcionamiento, la red de telecomunicaciones debe estar siempre en perfectas condiciones en términos de disponibilidad, rendimiento, calidad y demoras.
Inicialmente, estas redes estaban hechas de medios conductores metálicos, sin embargo, la vulnerabilidad de los canales de 56–64 kbit/s a las interferencias electromagnéticas , los bucles de tierra de la señal y el aumento del potencial de tierra los hicieron poco confiables para la industria eléctrica. Los campos electromagnéticos intensos causados por los altos voltajes y corrientes en las líneas eléctricas ocurren regularmente en las subestaciones eléctricas.
Además, durante las condiciones de falla, las perturbaciones electromagnéticas pueden aumentar significativamente y perturbar los canales de comunicación basados en cables de cobre. La confiabilidad del enlace de comunicaciones que interconecta los relés de protección es crítica y, por lo tanto, debe ser resistente a los efectos que se encuentran en áreas de alta tensión, como la inducción de alta frecuencia y el aumento del potencial de tierra.
En consecuencia, la industria eléctrica pasó a utilizar fibras ópticas para interconectar los diferentes elementos instalados en las subestaciones. Las fibras ópticas no necesitan estar conectadas a tierra y son inmunes a las interferencias causadas por el ruido eléctrico, lo que elimina muchos de los errores que se observan comúnmente en las conexiones eléctricas. El uso de enlaces totalmente ópticos desde los relés de potencia hasta los multiplexores, tal como se describe en la norma IEEE C37.94, se convirtió en estándar.
Una arquitectura más sofisticada para el esquema de protección enfatiza la noción de redes tolerantes a fallas . En lugar de utilizar una conexión de retransmisión directa y fibras dedicadas, las conexiones redundantes hacen que el proceso de protección sea más confiable al aumentar la disponibilidad de intercambios de datos críticos.
IEEE C37.94 , cuyo título completo es IEEE Standard for N Times 64 Kilobit Per Second Optical Fiber Interfaces Between Teleprotection and Multiplexer Equipment , es un estándar IEEE , publicado en 2002, que define las reglas para interconectar dispositivos de teleprotección y multiplexores de las compañías eléctricas. El estándar define un formato de trama de datos para la interconexión óptica y hace referencia a estándares para el conector físico para fibra óptica multimodo . Además, define el comportamiento del equipo conectado en caso de falla del enlace y las características de temporización y señal óptica .
Los sistemas de teleprotección deben aislar las fallas muy rápidamente para evitar daños a la red y cortes de energía. El comité IEEE definió C37.94 como una interfaz de fibra óptica multimodo programable nx 64 kbit/s (n=1...12) para proporcionar comunicaciones transparentes entre relés de teleprotección y multiplexores para distancias de hasta 2 km. Para alcanzar distancias mayores, la industria eléctrica adoptó posteriormente también una interfaz de fibra óptica monomodo .
La norma define los equipos de protección y comunicaciones dentro de una subestación que utilizan fibras ópticas, el método de recuperación de reloj, las tolerancias de fluctuación permitidas en las señales, el método de conexión física y las acciones que deben seguir los equipos de protección cuando se produce cualquier tipo de anomalías y fallos en la red. La C37.94 ya fue implementada por muchos fabricantes de relés de protección, como ABB, SEL, RFL y RAD; y fabricantes de comprobadores, como Net Research (NetProbe 2000), ALBEDO y VEEX. Los equipos de teleprotección ofrecían una vez una selección de interfaces de transmisión, como la interfaz de fibra óptica compatible con IEEE C37.94 para transmisión sobre pares de fibras y las interfaces G.703 , codireccionales de 64 kbit/s y E1 .