La implementación de subestaciones digitales en los sistemas de transmisión de todo el mundo ya es un hecho, y Chile no ha sido la excepción, aunque aún son pocas las que efectivamente han adoptado esta tecnología. No obstante, las ventajas que proveen sobre las subestaciones tradicionales impulsarán su avance.

“Las subestaciones digitales están revolucionando el sector de la transmisión eléctrica, dada la evolución del sistema convencional que hoy conocemos”, explica Diego Clavería, Gerente Comercial de Equans Chile. En este sentido, la principal diferencia con una subestación tradicional está en cómo se implementa el sistema de control y protecciones, que es el “cerebro” de la subestación.

Según explica Luis Gutiérrez, Director Ingeniería Civil en Energía de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI), “en las subestaciones convencionales, los equipos del patio están conectados a la caseta principal a través de un alambrado duro (cables de cobre) entre los equipos y los sistemas de protección y de control que están en la caseta de la subestación”. En este caso, no hay comunicaciones entre estos y lo que se transmite son señales eléctricas. En cambio, en las subestaciones digitales, el sistema de control y protecciones se basa esencialmente en arquitecturas de comunicaciones, con equipos que hacen una conversión análogo-digital de las lecturas. Las señales digitalizadas se transmiten a través de un protocolo de comunicaciones entre el equipo de patio y los equipos de control y de operación que están en las casetas, mediante fibra óptica.

En este siguiente paso hacia la digitalización de las subestaciones, hay varios beneficios que explican por qué la tendencia apunta hacia allá. “Si hablamos en términos de construcción, las subestaciones digitales representan una mejora significativa, ya que los sistemas de comunicación reducen considerablemente la necesidad de cableado de cobre, disminuyendo así la cantidad de ductos y cámaras para el uso de conductores.

Esto se traduce en una reducción de la obra civil necesaria y una aceleración en los tiempos de construcción”, enfatiza el profesional de Equans.

Coincide el académico y también Investigador del Centro de Transición Energética (CENTRA UAI), quien señala que, si lo vemos desde el punto de vista de la ingeniería, los proyectos son mucho más simples, porque ya no requieren diseñar el cableado punto a punto entre cada equipo y se evita la revisión de esa ingeniería que, en general, es bastante demorosa y costosa por las horas asociadas. “Todo esto ahora va por comunicaciones en fibra óptica, que también tiene la ventaja de que las señales no están sujetas a intervención electromagnética en la misma subestación”, comenta. Además de la reducción de costo por menos cables, agrega, su puesta en servicio también es más rápida, y es más fácil de mantener: hay que cuidar muchos menos cables.

Existe también una mayor eficiencia operativa y optimización en los tiempos de respuestas. Según explica Diego Clavería, esto se debe a que la digitalización facilita el monitoreo y control en tiempo real, permitiendo la detección temprana de fallas o eventos que atenten contra la continuidad operativa, y ejecutando así acciones correctivas en forma oportuna.

Otras ventajas, a su juicio, son una mayor seguridad para los trabajadores: gracias a la eliminación de conductores análogos se reduce el riesgo de incidentes en las labores de montaje, pruebas, operación y mantenimiento; y una mayor flexibilidad y capacidad en la integración de nuevos sistemas, tales como aplicaciones de paños, nuevas líneas o transformadores.

En cuanto al mantenimiento, las necesidades son menores y “la digitalización posibilita la implementación de sistemas de mantenimiento predictivo, utilizando sensores y análisis de datos para identificar posibles situaciones antes de que ocurran, permitiendo la planificación y reduciendo así los costos asociados a tiempos de inactividad”, detalla el profesional de Equans.

En opinión de Carlos Steiner, Business Manager ABEI Argentina & Chile, “el mantenimiento de una subestación es esencial, ya que aumenta la confiabilidad del sistema y de los activos. Y cada vez se observa más que el mantenimiento basado en la condición es necesario, ya que mejora aún más la confiabilidad de los activos y, a la vez, puede reducirlos”.

“Para ello es necesario pensar en digitalizar los activos e incluir todas las señales de sensores básicos o avanzados en un software experto que tenga la capacidad de diagnosticar en tiempo real todos los activos de una subestación y de todas las subestaciones, considerando los modelos de fallas críticos más usados y, a la vez, indicando el índice de salud general de todas las subestaciones y sus componentes principales”, agrega.

En este sentido, enfatiza que todos los componentes son importantes, pero a veces se hace mantenimiento de forma escalonada en el año para no sacar de servicio la subestación completa por varios días. Un tema que se basa en distintas normativas que abarcan aspectos como pruebas a transformadores, interruptores y seccionadores de potencia; además de pruebas en transformadores de corriente y de tensión; y en descargadores de sobretensión, relés y control.

IEC 61850: Un nuevo estándar en comunicaciones de subestaciones

En general, las subestaciones eléctricas usan diversos protocolos de comunicación para facilitar la transmisión de datos e interacción entre los diferentes dispositivos y sistemas. Pero en el caso de las subestaciones digitales, el gran protagonista es el estándar IEC 61850, publicado en 2004, que marcó un hito en este ámbito al ir más allá del simple intercambio de datos, ya que se trata de información comprensible a nivel global debido a su sintaxis y semántica.

“Este protocolo brinda un marco estándar para la comunicación, el intercambio de datos y el control entre equipos de subestaciones, incluidos relés de protección, equipos de medición, controladores y sistemas de monitoreo y se basa en el uso de mensajes Ethernet y TCP/IP, proveyendo una estructura de datos estandarizada y una definición común para la configuración y operación de subestaciones”, explica Miguel Marchese, Gerente Comercial de Techvalue.

Este estándar abarca diversos aspectos esenciales, como la descripción de las funcionalidades de los aparatos en las subestaciones, el establecimiento de pautas para su comunicación entre sí, qué información deben transmitir y a qué velocidad. Asimismo, garantiza la entrega puntual de datos de alta prioridad a través de enlaces Ethernet, lo cual evita tiempos impredecibles en la transmisión. De esta manera, la norma ha contribuido a mejorar la eficiencia y confiabilidad de las subestaciones, estableciendo un nuevo estándar en el campo de las comunicaciones eléctricas.

El académico de la UAI destaca que este, además de permitir la comunicación entre los equipos de patio y de la sala de control, también lo hace entre equipamiento de salas de control. “Entonces, podría tener una lectura de corriente desde el patio de una subestación, la digitalizo y envío usando protocolos IEC 61850, llega a la sala de control y la interpreta, por ejemplo, un relé de sobrecorriente y podría inmediatamente saber si tiene que actuar o no. Esa misma lectura se la podría pasar a otro relé, pues es una interconexión de datos, no una interconexión eléctrica como antes”, ejemplifica. Además, todos los fabricantes deben estandarizar este protocolo. Así, es posible, por ejemplo, ampliar una subestación con equipos de otra marca, lo cual antes era complejo y poco común.

Otros protocolos usados, según describe el ejecutivo de Techvalue, son DNP3 (Distributed Network Protocol), ampliamente utilizado en subestaciones eléctricas y sistemas de automatización para la comunicación entre los dispositivos de campo y el centro de control, pudiendo operar en entornos de red con ancho de banda limitado o alta latencia; y MODBUS, utilizado en muchas aplicaciones industriales, y que permite, de forma simple y eficiente, la comunicación entre dispositivos en una LAN o WAN, admitiendo múltiples interfaces y medios, como RS-485 y TCP/IP.

“También es importante mencionar que, dentro de las comunicaciones basadas en Ethernet en una subestación digital, existen otros protocolos que permiten, por ejemplo, aumentar la disponibilidad y redundancia de las redes, como HSR (High-Availability Seamless Redundancy) o PRP (Parallel Redundancy Protocol); y otros orientados a la gestión de la sincronización de tiempo de las redes de datos en la misma, como PtPv2 (Precision Time Protocol v2) o IEEE 1588v2”, detalla.

“En términos generales, las subestaciones digitales desempeñan un papel clave en la mejora de la eficiencia, confiabilidad y seguridad de los sistemas de distribución eléctrica. Permiten la integración de energías renovables y la implementación de redes eléctricas inteligentes, lo que contribuye a la transición hacia un sistema energético más sostenible y resiliente”, resume Miguel Marchese.

No obstante todas estas ventajas, implementar una subestación digital requiere una evaluación y planificación cuidadosa (análisis de costos, etc.), la consideración de los retos y aspectos técnicos, como compatibilidad y migración de datos, y una óptima ejecución para garantizar el éxito del proyecto. Esta implica el reemplazo y actualización del equipamiento pertinente y la implementación de una infraestructura de comunicaciones adecuada para permitir una correcta configuración, puesta en marcha y las respectivas pruebas, recalca el ejecutivo de Techvalue.

“Y en general, estos proyectos se están adoptando al construir una nueva subestación o al ampliarla con un patio o una instalación nueva dentro de la misma subestación, pues si ya tienes el cableado de cobre, reemplazar todo eso por fibra, considerando que las subestaciones tienen que estar siempre disponibles, no es quizás la opción más atractiva para las empresas, pero en nuevos proyectos, sin duda, es una tecnología que debe considerarse”, añade Luis Gutiérrez.

En su opinión, “hay muchas empresas comprando equipamiento con la capacidad de conversar con esta tecnología y protocolo, pero que se siguen conectando con el alambrado duro. Hay también una inercia de cómo se hacen las cosas (la ingeniería de subestaciones tiende a ser bastante estandarizada), pero están las capacidades para poder hacer el cambio.

Primero se debe ganar la confianza, adoptar esta innovación a nivel de consultoras y firmas de ingeniería y que las mismas empresas vayan piloteando y convenciendo de todas estas ventajas”. De esta manera, aunque todavía se encuentran en una etapa temprana de adopción, las subestaciones digitales seguirán avanzando para transformar el panorama energético del país.