Fotografía: Gentileza de ABB.

Desde sus inicios, la automatización de subestaciones (SE) y de protección de sus sistemas han tenido el objetivo de brindar flexibilidad y estabilidad a las soluciones de potencia, proporcionando mayor eficiencia y productividad.

En general, esta evolución tecnológica que representan estas tecnologías viene impulsada por los gobiernos y el mercado, y apoyada por grandes empresas en todo el mundo. “El primer gran paso fue la reducción del tamaño de la subestación utilizando tecnología GIS (del inglés, “Gas Insulated Switchgear”, Switchgear aislado por gas)”, asegura Diego Banuth, Tendering and Execution Manager de Schneider Electric.

Para el profesional, otro paso en esa dirección, fue el desarrollo de los IEDs (del inglés, “Intelligent Electronic Devices”) y la comunicación entre equipos de diferentes niveles en la subestación, que se mostró vital para un adecuado monitoreo y comando de la subestación. Por su parte, Fernando Gariazzo, Jefe División Área Eléctrica y Control de Soltex Chile, sostiene que la evolución de las tecnologías aplicadas en las subestaciones radica principalmente en aspectos de seguridad y comunicaciones. “Las nuevas normativas impuestas por la autoridad, deben establecer protocolos de acción inmediatos y con acceso a informes detallados de cada evento ocurrido en la subestación o la misma línea”, explica.

En los últimos años, se produjo una reducción de la brecha entre las tecnologías análogas y digitales brindando oportunidades nunca antes vistas para los servicios modernos, explica Ronald Valdés, Gerente Unidad Automatización de Subestación División Power Grids ABB en Chile. “Los equipos digitales ofrecen una reducción de hasta 80% del uso de cable de cobre en comparación con las análogas y su fase de instalación es hasta 40% más corta. El conocimiento hoy se enfoca en Tecnologías de la Información y Comunicaciones (TIC), por lo que los ingenieros responsables de las aplicaciones deben estar abiertos al manejo de comunicaciones como parte indispensable del entendimiento de los mismos”, añade.

En tanto, Roberto Hernández, Gerente de Ventas de Techvalue, agrega que la tecnología en automatización de subestaciones está en un constante avance siguiendo la tendencia del Smart Grid. “En una red de este tipo, las SE cuentan con un sistema automatizado inteligente que permite supervisar el flujo de electricidad desde la generación hasta la distribución, siendo más eficiente y segura”, indica.

La cantidad de funcionalidades involucradas en la automatización de SE, ha experimentado un aumento considerable, ya que diversos elementos (como por ejemplo, la temperatura), representan un nuevo escenario a evaluar al considerar un proyecto. “Esto implica un mayor desafío en el ámbito de comunicación, ya que al aumentar el número de variables obviamente implica una mayor cantidad de datos a transmitir”, explica Gariazzo.

Valdés agrega que las funcionalidades de los equipamientos utilizados son generalmente similares, solo que con distintas tecnologías y mayor detalle. “El enfoque crece hacia el uso de información de cada subestación para variables sistémicas y no solo a la respuesta local. Esto depende de la complejidad que se añade desde el punto de vista de la estabilidad del sistema eléctrico, al incluir fuentes intermitentes de energías renovables y de generación distribuidas”, señala.

Justamente, la aplicación del concepto “Smart Grid” exige alternativas que antes no existían o eran poco exploradas. “Además, fueron creadas normativas internacionales para buscar una mayor integración y estandarización de diversas funcionalidades”, detalla Banuth.

Los resultados de la digitalización de las SE han permitido tener productos más inteligentes y seguros. “Los IED pueden acceder al nivel de proceso de la subestación, logrando así el monitoreo y administración en tiempo real desde una estación central remota”, explica Hernández.

Estas SE “digitales” ofrecen nuevos niveles de seguridad, confiabilidad, interoperabilidad y rendimiento en tiempo real. Además, entre sus múltiples beneficios, también se destacan una reducción de mantención; seguridad de inversión; seguridad cibernética incorporada, y disponibilidad aumentada, entre otros. El principal efecto, según Banuth, es la integración entre subestaciones, lo que permite supervisar y apoyar en la toma de decisiones en el caso de fallas o problemas en la red eléctrica de manera automática y ágil. “De esta forma, se puede optimizar al máximo el desempeño y el correcto funcionamiento de todo el sistema nacional, además de dar una mayor confiabilidad a la solución y una significativa reducción de tiempos de implementación y mantenimiento”, acota.

La norma IEC 61850 (incluido el protocolo IEC 61850) es la más utilizada en los nuevos proyectos de subestaciones eléctricas. Su objetivo es la implementación de SE completamente automatizadas e inteligentes. Debido a los requerimientos de interoperabilidad y sistemas a prueba de futuro, esta norma es estándar y el principal objetivo es que todos los dispositivos “hablen el mismo idioma”, independientemente del fabricante, tanto en el bus de proceso como en el de estación. “La semántica estandarizada del modelo de datos IEC 61850 y el lenguaje SCL proporcionan una descripción común de la funcionalidad de las aplicaciones de automatización de SE (SAS). Esto también ocurre con la estructura lógica del sistema de comunicaciones, la vinculación de los IEDs y sus funciones a la subestación”, explica José Luis González, Subgerente Ingeniería y Desarrollo Comulsa Chile.

“Esto posibilita la configuración automática de funciones y comunicaciones”. Además del IEC 61850, existen otros protocolos estándares que se usan dependiendo de la aplicación y el nivel de los equipos dentro de la subestación. Actualmente los más utilizados son IEC 62439 e IEEE 1588. “La tendencia indica que el protocolo IEC 61869 reemplazará al IEC 61850 como Process Bus. Para el Station Bus se continuará con IEC 61850; también hay una tendencia de extender el uso para hacer comunicación entre SE”, aclara Banuth.

Considerando tecnologías como Smart Grids y tendencias futuras como la interconexión entre sistemas eléctricos, los expertos señalan que los desafíos futuros para el diseño e implementación de proyectos de automatización de SE son muy importantes pero, a la vez, bastante complejos.

“Frente a los últimos acontecimientos que han ocurrido a nivel internacional debemos ser cada día más precavidos en lo relativo a seguridad de datos y en la confiabilidad de la entrega de esta información”, señala Gariazzo. “La eficiencia de la interconexión dependerá de cómo sean implementados los sistemas de protección, junto a la evaluación y análisis de los flujos de carga involucrados en la red. Además, la irrupción de las ERNC ha otorgado un desafío a la industria en cuanto a maximizar la administración de estos recursos”, añade.

Para Banuth, resulta muy importante el proceso de interconexión de todas las herramientas de transmisión, pero además se deben realizar constantes inversiones en equipos inteligentes para el correcto monitoreo de las redes eléctricas, desde la generación hasta el usuario final. “El mercado ya cuenta con muchas plataformas de gestión, tecnologías y conceptos para lograr este importante paso. Hoy la digitalización de SE es la base para lograr estos objetivos. Las inversiones en nuevas tecnologías, como Digital Substation, hacen no solo que mejore el sistema y su rentabilidad, sino también contribuye a un mundo más sustentable”, comenta. Mientras Hernández afirma que los principales desafíos son “maximizar la disponibilidad y la seguridad de una subestación”, Valdés agrega que las SE digitales son un componente clave para las Smart Grids, tomando en consideración que cada vez son mayores las fuentes de energía renovables intermitentes que los diferentes países incorporan a su matriz energética.

“Solo en Chile alcanza actualmente 14% de la capacidad de generación actual y las expectativas son llegar a 20% para 2025. En este sentido, las SE digitales ayudarán a mejorar la seguridad reduciendo los tiempos en la toma de decisiones en caso de emergencia, al contar rápidamente con la información de manera centralizada y tener el poder de acción requerido”, concluye.