Dentro de las redes de transmisión y distribución eléctrica, una subestación juega un rol fundamental, realizándose en ella diversas funciones que permiten la correcta transferencia de energía desde los centros de generación hacia los clientes finales. Considerando los diversos fenómenos y fallas que afectan a las redes eléctricas, se hace mandatorio que estas cuenten con protecciones que aseguren su óptimo funcionamiento, así como también la mayor vida útil de sus componentes.
Como otros eslabones del sistema eléctrico, los equipos al interior de una subestación han ido evolucionando con el paso de los años. Al respecto, Víctor Ballivián, Presidente de Cornelec y Presidente del Comité Chileno IEC, informa que el desarrollo de sus componentes de protección están determinados por tres tendencias tecnológicas: Integración de Equipos de Conmutación; Integración Electrónica, es decir, los circuitos integrados incorporarán cada vez más funciones en un único dispositivo de automatización (aumento de la velocidad del reloj del CPU, mayor memoria), capaz de realizar funciones adicionales que actualmente se procesan con diversos dispositivos; y Comunicación de Datos (los protocolos de uso más común, como Modbus y DNP, se ampliarán para la interconexión Ethernet, permitiendo la utilización de una gran cantidad de protocolos estándar en una única red Ethernet).
“La experiencia ha mostrado que de mantenerse el IEC 61850 con éxito, los actuales dispositivos sin ninguna actualización deberán operar junto con futuros dispositivos en una instalación. Estos requerimientos no han sido establecidos en el estándar, por lo que es algo en lo que se deberá trabajar”, continúa.
En tanto, Waldemar Souza, Commercial Manager de Alstom Grid Brasil, indica que los proyectos de subestaciones nuevas utilizan, en su mayoría, tecnologías modernas, y menciona ejemplos como comunicación Ethernet con el protocolo IEC 61850, control digital, sistemas interconectados y desasistidos, etc. “Sin embargo, aún hay muchas subestaciones en el sistema eléctrico con relés electromecánicos, controles convencionales o de filosofía concentrada, de forma que hay un gran espacio para mejoría y modernizaciones”, advierte.
En este sentido, Juan Martínez, Marketing & Sales Manager del área de Sistemas de Control y Protecciones de ABB en Chile, afirma que en nuestro país se está implementando la IEC 61850 (norma que regula la automatización de subestaciones eléctricas) desde 2005 y el proceso no ha sido tan rápido como en otros países. “Aún no es necesario que todas las subestaciones pasen a ser completamente digitales, sino que dependerá del tamaño, tipo de subestación y de si se trata de una subestación nueva o de una remodelación del sistema secundario. Se debe analizar caso a caso y entregar a cada uno la solución adecuada para que marquen su propio paso hacia las subestaciones digitales y de ahí a una red inteligente”.
En este caso, Piero Herrera, Lead Field Service Engineer de Eaton Chile, explica que el cambio se observa, principalmente, en los llamados IED (Intelligent Electronic Device; Dispositivo Electrónico Inteligente o DEI, en español), que tienen la capacidad de monitorear en “tiempo real” el estado de sus variables, fallas ocurridas y eventos, así como automatizar ciertas tareas, entre otras prestaciones. “Esta tecnología va muy de la mano con el tipo de protocolo de comunicación a implementar, siendo hoy en día la tendencia más fuerte el uso del estándar IEC 61850”, añade.
En este aspecto, Souza señala que estos IED deben estar en conformidad con los capítulos 8-1 (envío de mensajes Goose, MMS, etc., entre los IED) y 9-2 (conexión e intercambio de datos de corriente y tensión con transformadores de instrumentos ópticos), del mencionado estándar. “La adhesión completa de estas tecnologías nos entrega una subestación totalmente digital, desde la recepción de las señales en terreno, hasta el intercambio de informaciones con el centro de control de la empresa”, agrega.
Al respecto, Martínez afirma que la IEC 61850-9-2 es la última tendencia en control y protecciones y marca un paso hacia subestaciones completamente digitales. “Corresponde a tecnología de vanguardia que comienza a desarrollarse en Latinoamérica, que permitirá mayor fiabilidad en los sistemas. Se reducirán a largo plazo los costos porque habrá menos mantenimiento, además de una ingeniería más efectiva y diversidad de aplicaciones”, añade.
La situación en Chile
En Chile, como se mencionó anteriormente, las subestaciones más nuevas se diseñan e implementan siguiendo fielmente el estándar IEC, pero aún existen muchas SSEE ya construidas que deben actualizarse. En este sentido, Herrera comenta que se puede apreciar claramente que las empresas de Generación Eléctrica y de la Minería llevan la vanguardia en actualización de equipos y adquisición de nuevas tecnologías.
“En tercer lugar, aparece el sector Celulosa, donde ha habido una mejora sustantiva, ya que la venta de energía resultante de sus procesos, les conlleva a tener un grado mayor de importancia y seguridad en los IED conectados al SIC y, por supuesto, al interior de su Sistema Eléctrico de Potencia. En cambio, hemos encontrado en el segmento de Industria subestaciones con tecnologías más antiguas o limitadas para realizar un upgrade de sus IED, pues el cambio a equipos más modernos requiere de costos mayores de inversión y de detenciones de producción”, acota el profesional.
En lo referente a la regulación internacional, Souza sostiene que, de forma general, lo que se indica es la aplicación y adhesión a las normas, como por ejemplo la IEC 61850-Edición 2, IEC 62439 (que trata de la redundancia en el envío de datos en la red Ethernet de automación de la subestación), y la IEEE 1588 (que trata de la sincronización horaria de los IED con precisión de microsegundos). “Tales indicaciones tienen como objetivo garantizar mayor confiabilidad y seguridad de los sistemas”, asegura.
Souza agrega que no hay restricción para el uso de nuevas tecnologías en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (que regula lo concerniente a los proyectos de subestaciones en nuestro país). “Es decir, la adhesión a las nuevas tecnologías es una decisión de la empresa que está contratando un nuevo sistema (o reemplazando o ampliando un existente). Bajo ese aspecto, como una empresa íntimamente ligada al desarrollo de nuevas tecnologías, tenemos como premisa incentivar y aclarar su uso, beneficio y características”, aclara.
Martínez cree que ha habido un esfuerzo en las últimas revisiones hechas en el país, pero los desarrollos tecnológicos son muy rápidos. “Por esa razón, la normativa local y las empresas en sus requerimientos deben considerar hoy tener una revisión continua en estos puntos, para no quedar con estándares bajos o inexistentes con respecto a los desarrollos que se generan a nivel mundial”, advierte.
Ballivián recuerda que el Comité Chileno para la International Electrotechnical Commission (IEC), posee comités técnicos cuya función es adaptar los protocolos desarrollados por los comités de la IEC, como el TC 95 (Relés de Medida y Equipos de Protección), el que desarrolla normas extensamente usadas por la industria, incluyendo empresas de Generación, Transmisión y Distribución eléctrica, fabricantes de sistemas de protección de potencia y usuarios industriales que tienen distribución de energía eléctrica dentro de sus propias instalaciones.
“En la actualidad, hay una sección razonable de estos clientes representados en el Comité Técnico y sus grupos de trabajo. Todas las publicaciones de TC 95 son ampliamente utilizadas a nivel regional e internacional y a menudo utilizadas como la base para los contratos. Por ejemplo, algunas publicaciones del TC 95 son utilizadas para apoyar los protocolos de certificación de producto”, acota.
¿Cómo elegir un proveedor?
Al momento de decidir por un proveedor, Souza recomienda elegir un fabricante que tenga gran experiencia en el desarrollo e investigación de relés de protección y sistemas de automatización. “Los productos deben estar testados y aprobados de acuerdo con las normas internacionales (IEC 61850, IEC 62439, IEC 255, etc.), en sus últimas revisiones, y estar respaldados por centros de excelencia y de soporte al cliente”, opina. Herrera destaca el hecho de que el estándar IEC 61850 permite comparar ciertas variables de los IED, pero advierte: “Para ningún cliente es muy práctico tener una subestación con distintas marcas de IED, ya que esto conlleva a tener distintos programas, aplicaciones o sistemas que se logren comunicar con una u otra marca, además de tener tres agentes a la hora de solicitar soporte. Por lo tanto, el proveedor escogido deberá, a lo menos, contar con la menor tasa de falla de equipos, y facilidad de apoyo local, online y menor tiempo de respuesta”.
“Los sistemas de protección electrónicos han evolucionado en las últimas cinco décadas y han incorporado un sistema de comunicación desde hace tres décadas, hasta llegar a los IED, siendo más evidente la tecnología en los últimos años con la IEC 61850. Por lo anterior, para elegir un proveedor y tener sustentabilidad del proyecto, este debe ser dueño de la tecnología, con conocimiento local y capacidad de soporte a sus clientes en forma efectiva”, orienta Martínez.
Por su parte, Ballivián explica que muchos países trabajan actualmente en proyectos de redes inteligentes. “Como resultado, cada vez más las protecciones se aplicarán tanto a niveles de Baja y Media Tensión. El TC 95 tiene gran importancia para estos nuevos mercados y nos esforzamos para que estándares adecuados satisfagan las demandas del mercado”, afirma.
En este sentido, es importante que las empresas inviertan para mantener las subestaciones en cumplimiento de las normas, no solo por una exigencia regulatoria, sino porque los nuevos estándares en este campo permiten nuevas funcionalidades y prestaciones en estos componentes vitales de los sistemas eléctricos.
