Automatización de subestaciones para un mejor suministro de energía en el Báltico Jarmo Pöhö, Jan Skogeby

Tres estados del Báltico –Estonia, Letonia y Lituania– han puesto en marcha importantes proyectos para aumentar la capacidad y mejorar la fiabilidad de sus redes de energía. Además de reforzar y modernizar sus redes de transmisión y distribución, los tres países están mejorando su infraestructura y ampliando su know-how en el campo de la gestión de la energía. ABB contribuye de forma importante a estas iniciativas mediante el suministro de sistemas de protección primaria de Alta Tensión y protección secundaria, supervisión y control de equipos. Kallavere Narva

Kivimäe

L

a financiación de los proyectos está dividida entre fondos patrimoniales y créditos extranjeros, procedentes principalmente del IBRD (Banco Internacional para la Reconstrucción y el Desarrollo, Banco Mundial) y su equivalente europeo EBRD. Las inversiones han dado lugar a que ABB haya recibido gran número de pedidos de sistemas de automatización (SA, Substation Automation) para subestaciones transformadoras de toda la región 1 . Los sistemas SA han sido diseñado para gestionar el control, supervisión y protección de una subestación y de sus líneas de entrada y de salida.

Estonia

Instalaciones principales del sistema SA

Sindi

Valmiera Ropazi Tukums Jelgava Telsiai

Salaspils

Siauliai

Klaipeda/ Uostas, Tauralaukis

Lituania Alytus

Raseiniai Kaunas

Automatización de estaciones en dos niveles

Los sistemas SA funcionan en dos niveles: nivel de estación y nivel de bastidor. El nivel de estación presenta comunicaciones hombre-máquina basadas en ordenador, para las cuales se utiliza el software MicroSCADA1) de ABB. Por medio de las consolas de operador los usuarios de la estación pueden fácilmente:

1)

El software MicroSCADA está disponible para

aplicaciones de control de red y aplicaciones SA.

Revista ABB 2/2001

Letonia

Marijampole/ Kvietiskis

Prienai

Vilnius

1 Mapa de la región del Báltico con algunas de las principales instalaciones de sistemas SA de ABB

■ Supervisar las alarmas y eventos importan-

nes de estado y valores medidos.

tes de toda la estación. ■ Examinar la estación en su conjunto o cualquier parte de la misma en visualizaciones de tipo diagrama, con gráficos en color, actualizadas en tiempo real y con indicacio-

■ Hacer funcionar interruptores automáticos,

conmutadores de tomas, seccionadores, etc. ■ Generar informes sobre aspectos funda-

mentales del funcionamiento como, por ejemplo, oscilogramas de perturbaciones, informa-

49

Technology Review

2 Configuración típica utilizada en los sistemas SA de ABB instalados en los estados bálticos Enlaces de comunicación con el sistema de control de la red de ABB o de terceros Impresora de alarmas/ acontecimientosr Estación de operador (basada en MicroSCADA) Ordenador portátil para la configuración y mantenimiento del sistema

LON

REC 561 terminal de controll

x2

REL 511 terminal de protección de línea

RET 521 terminal de protección de transf.

x4

x2

ción sobre localización de averías y estadísticas sobre perturbaciones. El diagrama de bloques mostrado en 2 es típico de los sistemas instalados, mientras que 3 y 4 muestran el exterior e interior de una de las subestaciones que cuentan con este equipo. En el nivel de bastidor están los diversos terminales (véase la Tabla), con entradas y salidas de campo, puertos de comunicaciones y software, para obtener: ■ Protección (por ejemplo, distancia, sobrecorriente y faltas a tierra) ■ Supervisión (por ejemplo, registro de perturbaciones y localización de averías)

■ Control (por ejemplo, funcionamiento en

conexión/desconexión de interruptores automáticos y enclavamiento) En términos de funcionalidad y de capacidad E/S, un terminal de tipo convencional para este tipo de instalaciones constaría de 1 a 3 armarios de 19 pulgadas, situados sobre el suelo, repletos de componentes electromecánicos o estáticos convencionales. Puesto que un armario del tipo nuevo descrito puede albergar de 6 a 8 terminales, el ahorro de espacio puede ser espectacular. Hasta la fecha se han instalado más de 100 terminales de este tipo en los tres estados bálticos.

Tabla: Algunos datos técnicos de los terminales instalados Anchura

1/1, 3/4 or 1/2 de la anchura del rack de 19"

Altura

267 mm

Profundidad:

245 mm

Niveles de señal de E/S

24/30 V - 220/250 V

estándar

Protocolos de comunicación LON, SPA, IEC 870-5-103 (fibra óptica) La compatibilidad electromagnética y el aislamiento cumplen las normas de la CEI (Comisión Electrotécnica Internacional 50

Disponibilidad y fiabilidad elevadas

Los terminales y la estación de operador funcionan conjuntamente e intercambian información, pero no tienen dependencia funcional mutua. Por ejemplo, se utiliza un bus LON (red operativa local), sin maestro crítico de bus, ya que seguirá funcionando aunque la interfaz de bus de un nodo de sistema sufra una avería. Al quedar garantizado que una avería en uno de los nodos no pueda generar otra avería, este bus proporciona al sistema un alto nivel de tolerancia a los fallos. Una autosupervisión y diagnóstico exhaustivos mejoran aún más la fiabilidad y la seguridad. Por consiguiente, el coste de funcionamiento y mantenimiento de los sistemas SA es significativamente más bajo que el de los sistemas convencionales. La disponibilidad y fiabilidad de los equipos de control, supervisión y protección tienen una importancia que va más allá de la del propio equipo, ya que afectan a la disponibilidad y fiabilidad de toda la red de energía. Por eso, con gran frecuencia se realizan inversiones en protección, control y supervisión antes que en equipos principales tales como transformadores y sistemas de conmutación. La tendencia actual, en todo el mundo, hacia la desregulación y privatización de la producción de energía y de las compañías públicas se centra en el rendimiento de la inversión a corto plazo y en la reducción de los costes. Por eso se espera que las empresas aumenten más rápidamente su rentabilidad. Las principales inversiones realizadas para garantizar la fiabilidad de funcionamiento de una red a menudo son escalonadas, lo cual exige soluciones fácilmente ampliables y capaces también de comunicarse con equipos de otros proveedores. Este hecho, añadido al cierre de plantas de energía térmica y turbinas de gas que proporcionan capacidad de carga Revista ABB 2/2001

3 Una de las subestaciones de Ropazi (Letonia), que ABB ha

4 Estación de operador y armarios con terminales

equipado con un sistema de automatización de estaciones. En segundo plano se pueden ver las instalaciones de conmutación de 110 kV.

máxima o de reserva están haciendo que las redes de energía eléctrica funcionen más cerca de sus límites críticos, lo que pone de relieve aún más la importancia de disponer de sistemas fiables de control, protección y supervisión. Frente a estos hechos, la evaluación sobre la conveniencia de instalar o no un sistema SA tiene que considerar otros aspectos aparte del precio para valorar su impacto en el funcionamiento y mantenimiento de los equipos principales. La capacidad de los sistemas SA que se han instalado en los estados bálticos para aumentar el rendimiento de toda la red será aún mayor cuando, en el futuro, las redes de energía eléctrica en torno al mar Báltico estén totalmente interconectadas en el denominado Anillo del Báltico. Nivel de control de red

Un sistema de control de red normalmente controla numerosas subestaciones de un área geográfica determinada. En Lituania, varios distritos han invertido en los sistemas SCADA y MicroSCADA de S.P.I.D.E.R. Compact ABB. Las principales características de estos sistemas son: Revista ABB 2/2001

■ Servidor o servidores SCADA con redun-

dancia simple o doble ■ Estaciones de trabajo de operador con 1–3 unidades VDU de representación visual de gráficos en color, impresoras alfanuméricas y de gráficos ■ Servidor o servidores de comunicación para comunicaciones ‘verticales’ a distancia, con subestaciones u otros equipos locales Entre sus funciones, SCADA incluye la adquisición de datos a distancia y control de subestaciones dentro de un distrito, ya sea a través de unidades terminales remotas (RTU) en subestaciones con paneles mímicos convencionales para el control local o mediante sistemas SA. Los sistemas de control de red para los niveles intermedios de un distrito con frecuencia se comunican también con sistemas de control de red de nivel superior. Integración vertical

Una de las marcas distintivas del concepto SA de ABB es la integración de las tres áreas funcionales –control, protección y super-

visión– en cabinas utilizadas para el control de las estaciones locales y de la red. Esta integración reduce la cantidad de cableado de señales y otros equipos requerido por las estaciones, ahorrando así espacio y costes de primera puesta en marcha. En Lituania, Klaipeda Electricity Networks ha instalado un sistema SA así como terminales de ABB en la subestación de Uostas, además de un sistema de control de red basado en S.P.I.D.E.R. Compact, situado en el centro de control del distrito de Klaipeda. Los sistemas se comunican entre sí por medio del protocolo de comunicaciones estándar RP 570 de ABB. Además, el sistema S.P.I.D.E.R. Compact se comunica con cuatro unidades RTU (del tipo RTU 210) situadas en otras subestaciones y con un sistema de control de red suministrado por GE Harris, montado en centro de control regional de Klaipeda. El sistema de GE Harris también se comunica con un sistema MicroSCADA situado el distrito de Telsiai. En 5 se puede ver la configuración del sistema.

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Technology Review

5 Configuración de los sistemas de automatización de estaciones y de control de red entregados a Klaipeda Electricity Networks

Centro regional de control Klaipeda Distrito Klaipeda, SCADA S.P.I.D.E.R. Compact VDU centro compacto en color, 21" de control

Distrito Telsiai centro de control Sistema de control de red de GE Harris

Servidor SCADA redundante

MicroSCADA

LAN Servidor de comunicación a distancia

ELCOM/TCP/IP

IEC 870-5-101 RP 570

RP 570

RP 570

RP 570

Impresora de acontecimientos

RTU

RP 570

Estación de operador (basada en MicroSCADA)

RTU

RTU

RTU

Bucle(s) de bus SPA SPAC 53x C

Otras subestaciones del distrito Klaipeda

Compatibilidad del sistema para incrementar la inversión

Los equipos de control, protección y supervisión en el nivel de estación deben ser capaces de funcionar con equipos de Alta Tensión, antiguos y nuevos, tales como transformadores y equipos de conmutación, así como con sistemas de control de red. No obstante, con frecuencia este equipo es suministrado 52

Otras subestaciones del distrito Klaipeda

por diferentes fabricantes. Gracias a su diseño modular y a una amplia gama de tarjetas de E/S, tarjetas de comunicaciones y protocolos de comunicaciones, los sistemas SA ofrecen la compatibilidad necesaria en todos los niveles jerárquicos de la gestión de la energía eléctrica. De este modo es posible realizar paso a paso las inversiones en nuevas tecnologías. Las instalaciones mencionadas de Klaipeda y Telsiai son un buen ejemplo de:

Telsiai y otras subestaciones del distrito Telsiai

■ Integración vertical entre los niveles de

control de red, estación y bastidor ■ Compatibilidad con diferentes tipos de equipos a nivel de estación (unidades RTU y sistemas de automatización de estaciones) ■ Compatibilidad con sistemas adquiridos a diferentes proveedores (ABB y GE Harris) ■ Compatibilidad con los equipos primarios de cualquier generación Revista ABB 2/2001

El mercado de la electricidad en el Báltico: Algunos datos La electricidad en los tres estados bálticos de Estonia, Letonia y Lituania se genera, transmite y distribuye por medio de las empresas estatales Éesti Energia, Latvenergo y Lietuvos Energija, respectivamente. La energía eléctrica se genera en diversas instalaciones, incluida una central nuclear, centrales hidroeléctricas, unidades de condensación, centrales combinadas para calefacción y energía, una central hidroeléctrica de bombeo y dos generadores de energía eólica. La unidad de producción más grande es la central nuclear de Ignalina, situada en Lituania. Capacidad instalada en 1999 En MW

Estonia

Letonia

Energía nuclear Energía térmica

2563

3)

En. hidroeléctrica Otras Total

Lituania

Total

2600

3)

2600

586

2618

3)

5767

1523

909

2)

2432

6127

3)

10800

Lituania

Total

1 1)

2563

2110

Estonia

Latonia

1

Producción en 1999 En GWh Energía nuclear Energía térmica

7415

3)

En. hidroeléctrica Others Total

8716

3)

8716

1346

2387

3)

11148

2757

409

4)

3166

11512

4)

2 7415

2

3)

4105

Estonia

Latonia

Lituania

Total

68193)

6060

86383)

21517

en cuanto a ventas, ingeniería, gestión de proyectos, formación y servicio al cliente. Para establecer relaciones a largo plazo con los clientes finales, ABB ha contratado a varios ingenieros de software de las universidades de Lituania. Estos ingenieros trabajan desde las oficinas que ABB tiene en Vilnius y participan en los proyectos de ABB en todo el mundo. Colaboran estrechamente con sus colegas de Västerås (Suecia) a través de enlaces de comunicación de alta velocidad. Su trabajo, fundamentalmente, consiste en ingeniería de sistemas de potencia, desarrollo de software e integración y puesta en servicio de los sistemas. La base ya establecida y los recursos locales desarrollados, en combinación con los recursos internacionales de ABB en el campo de la gestión de la energía eléctrica, constituyen un prometedor punto de partida para posteriores mejoras del suministro de electricidad en toda la región, en beneficio tanto de los proveedores como los consumidores.

23032

Consumo de energía en 1999 En GWh Total

La red de energía de los tres países comprende 4.000 km de líneas de 330 kV, 570 km de líneas de 220 kV y 12.500 km de líneas de 110 kV. 1) Capacidad neta disponible 2) Inclusive 800 MW de energía almacenada por bombeo 3) 3) Inclusive CHP 4) 4) Exclusive las pérdidas en las centrales de almacenamiento por bombeo Fuente: BALTREL 1) 2)

Autores Jarmo Pöhö ABB Substation Automation Oy FI-00380 Helsinki, Finlandia [email protected]

Este tipo de compatibilidad, imprescindible para los clientes, se aplica a cada sistema de automatización de control de red o estación, independientemente del proveedor.

Revista ABB 2/2001

Una buena base para el desarrollo futuro

Los proyectos descritos han contribuido a la consolidación de las empresas locales de ABB

Jan Skogeby ABB Automation Systems AB SE-72167 Västerås, Suecia [email protected]

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