Comunicación presentada al VII Congreso Smart Grids
Autor
- Fernando Alonso García, Director I+D, Sistemas Electrónicos y Telecomunicación, Grupo Amper
Resumen
El presente documento describe las características de un nuevo dispositivo destinado a la monitorización y operación de subestaciones de distribución eléctrica, tanto a nivel local, como (especialmente) a nivel de teleoperación. Este dispositivo será denominado en adelante, tal como lo reconoce el sector: UTR (Unidad Terminal Remota). Servirá para la integración de las subestaciones en la Smart Grid tal como la conciben actualmente las compañías eléctricas: acceso restringido, seguro y especializado, de forma que ellas puedan publicar la información que consideren accesible al público en general.
Palabras Clave
Smart Grid, UTR, IoT, CC, Aparamenta, IEC60870, IEC61850, UCP, OPC-UA, GOOSE, SV, SSL, SSH
Introducción
La llegada de las nuevas tecnologías puede calificarse como una irrupción: la rapidez con que aparecen y se implantan en la sociedad en muchas ocasiones sobrepasa la capacidad de reacción de quienes deben encargarse de regularlas para su óptimo aprovechamiento, incluso para evitar su mala utilización. Cuando alguna de estas tecnologías ha de implantarse en un sector estratégico (energía, transporte, sanidad), el cuidado con que debe hacerse debe ser extremo. En el caso de aplicación, el sector afectado es el de la energía, en especial el transporte y la distribución de la energía eléctrica desde su producción hasta su consumo.
El elemento básico independiente de una red de transporte o distribución eléctrica es la subestación. Las subestaciones pueden considerarse como nodos de la red de distribución unidos por líneas eléctricas de alta tensión. En general, la subestación dispone de transformadores que bajan la alta tensión de interconexión para adaptarla a la que consumen los usuarios. Esta, junto con la protección eléctrica de las líneas y sus usuarios finales, es su función primordial.
La definición más asequible de una Smart Grid sería un conjunto de dispositivos enlazados por una red de comunicación que permitan disponer de la información de cualquier elemento de una red de energía eléctrica en cualquier punto de la red de comunicación. La entidad queda completada por una serie de programas de aplicación distribuidos por la red de comunicación que efectúan los cálculos y generan unos nuevos datos basados en los captados de la red y que, a su vez, quedan disponibles en ella. Entre estas aplicaciones se encuentran el software de telecontrol de la red eléctrica, el de mantenimiento de dispositivos de aparamenta de la subestación y el de seguimiento y mantenimiento de dispositivos inteligentes.
Aunque el concepto sea, a nivel práctico, muy similar al de IoT, la diferencia esencial reside en que la información de una subestación no va a residir en el Big Data, ya que es información esencialmente estratégica y, por tanto, muy restringida. Se podría decir que la Smart Grid es IoT restringido a un círculo muy concreto y muy securizado de usuarios. No obstante, será necesario observar la posibilidad de que pudiera publicarse en el Big Data un subconjunto controlado de esta información, siempre con la seguridad y supervisión de los organismos competentes.
La UTR es el dispositivo base que reside en la subestación de distribución eléctrica y que la une a la red de comunicación de la Smart Grid. Una subestación incluye elementos propios del sector de la distribución eléctrica de potencia (transformadores, interruptores, seccionadores), cuya evolución está fuertemente condicionada por la robustez y seguridad que exige su función en la subestación. Este conjunto de elementos se denomina aparamenta en el argot. Es necesario que una innovación en dispositivos de este tipo pase pruebas de validación muy duras y, sobre todo, muy extendidas en el tiempo, es decir, que desde que un nuevo diseño se termina hasta que se valida, el camino es largo y duro. Esto obliga a que el ritmo de su innovación tecnológica sea mucho más lento que el de la automatización electrónica e informática.
Pero tampoco conviene engañarse. El sector de la energía eléctrica exige la misma robustez, seguridad y operatividad en los automatismos electrónicos e informáticos (UTR) para la monitorización, operación local y teleoperación que en los dispositivos físicos de la aparamenta propios de su sector. Los criterios de validación que aplica este sector también son duros y, sobre todo, muy enfocados al tipo de sus instalaciones.
Como consecuencia de este tipo de exigencias a nivel de fiabilidad, la evolución de las tecnologías en este sector va a un ritmo más lento que, por ejemplo, en sectores sociales (comunicación, ocio, etc.) que no son tan críticos y, sobre todo, en los que el ritmo lo marca la gente de a pie, que puede permitirse el lujo de equivocarse al utilizar, por ejemplo, alguna de las llamadas redes sociales.
Por otro lado, una UTR será, probablemente, el elemento más barato en un proyecto de innovación de la instalación, por lo que las compañías tratarán de aprovechar la mayor parte de la aparamenta, cuya durabilidad y precio es mayor: al fin y al cabo, un interruptor nuevo funciona igual que uno antiguo que aún esté en periodo de validez. Del mismo modo, el dispositivo de protección que afecta a este interruptor y que está tarado especialmente para él, se mantendrá todo el tiempo que sea posible.
Los proyectos de innovación que las compañías de distribución promueven en sus subestaciones se podrían dividir en dos tipos fundamentalmente: aquellos proyectos destinados a crear una subestación nueva o bien, a renovar profundamente una antigua (incluso a nivel de aparamenta) y aquellos en los que se pretende integrar una subestación existente en el nuevo concepto de Smart Grid de la compañía. En el primer caso, la UTR a integrar podrá estar diseñada para utilizar exclusivamente las tecnologías más modernas en todo el ámbito de la subestación. Sin embargo, en el segundo caso la UTR deberá compaginar las tecnologías antiguas con las más modernas y permitir la evolución o sustitución paulatina de los elementos más antiguos.
En la actualidad, las propuestas de UTR de la nueva Smart Grid son tan innovadoras que prácticamente exigen una ‘ruptura’ con el pasado, de forma que son idóneas para una obra totalmente nueva. Esto exige un esfuerzo material y humano (formación) que es difícil de asumir por las compañías que tienen un abanico amplio de instalaciones creadas a lo largo del tiempo.
La innovación de la nueva UTR consiste, no sólo en la incorporación de las nuevas tecnologías de la Smart Grid en cuanto a protocolos de telecontrol y de recopilación / actuación sobre los elementos de campo, sino en la asimilación e integración de los elementos antiguos que se mantienen, en este nuevo entorno, en esta nueva versión del control global de la red eléctrica.
No se debe olvidar la operación convencional del personal que accederá físicamente a la subestación. Normalmente será personal especializado en actuación en subestaciones eléctricas, sin acceso, en principio a los entresijos de protocolos ni de nuevos formatos de información. Esto significa que se les debe proveer de una interfaz hombre / máquina asequible a su nivel operacional, esto es, que les presente el estado de líneas, interruptores, seccionadores y los demás elementos de la aparamenta, permitiéndoles operar en un formato conocido y con una interfaz rápida y transparente.
La integración de estas funcionalidades en un único dispositivo que mantenga la suficiente flexibilidad para adaptarse a la evolución inevitable de cada elemento de la aparamenta de las subestaciones, permitirá la expansión de la Smart Grid sin un esfuerzo excesivo a nivel económico y sin que suponga un esfuerzo personal excesivo para los operarios de subestación. Tan importante es la evolución hacia una red inteligente como que ésta se haga sin un coste dramático a nivel personal y económico generalizado.
Proyecto
El proyecto de la nueva UTR unifica en un dispositivo la tecnología de las nuevas Smart Grid (IEC61850, nuevos datos de explotación y mantenimiento, registros de funcionamiento y seguimiento, optimización del tráfico de información estableciendo las jerarquías de funcionamiento necesarias) y las tecnologías convencionales vigentes en la actualidad y durante el tiempo necesario hasta la completa actualización de las instalaciones en funcionamiento.
La implementación de esta propuesta ha exigido un, por un lado, un conocimiento profundo de las estructuras y funcionalidad utilizadas convencionalmente hasta el momento actual y por otro, el de las nuevas tecnologías a aplicar.
La UTR está representada a nivel lógico en el bloque central. Dispone de una base de datos interna optimizada en tamaño y funcionalidad, a la que vierten los datos adquiridos de los elementos de la subestación por los procedimientos que se han denominado clientes. Cada uno de ellos está ‘especializado’ en un tipo de dispositivo de campo recoge los datos y canaliza los mandos destinados a él:
- Cliente PROCOME, de atención a las UCP; su protocolo es un subconjunto de la norma IEC6’0870
- Cliente IEC60870-5-101, de atención a las UCP con este protocolo y perfiles especiales.
- Cliente IEC60870-5-103, de atención a las unidades de protección.
- Clientes de protocolos varios (ModBUS, DNP3.0) de propósito especial: convertidores de medida, unidades de adquisición de señales de dispositivos especiales, sensores meteorológicos. En este grupo se incluyen varios protocolos propietarios.
- Procesador IEC61850, que gestiona de forma especial los buses de alta velocidad y seguridad de fibra óptica que observa la norma (GOOSE y SV, fundamentalmente) para las UCP más actuales (que en la norma se denominan IED). Es el presente y el futuro inmediato para instalaciones nuevas.
- Procedimiento sincronizador, que es capaz de establecer la fecha y la hora de la UTR y, a su vez, de todos los dispositivos de campo conectados a ella basándose en varias fuentes dependiendo de la versión y configuración de la UTR: GPS interno, bus IRIG_B para un dispositivo sincronizador interno, protocolo NTP o, simplemente, la sincronización propia del protocolo de teleoperación (IEC60870-5-101 o IEC60870-5-104).
Cara a la explotación, la UTR dispone de procedimientos servidores capaces de suministrar la información de que dispone a distintos tipos de clientes, seleccionando y filtrando la que cada uno de ellos puede obtener: debe tenerse en cuenta que en el seno de una Smart Grid cada aplicación necesita consumir determinados datos y no le está permitido disponer de otros.
- Servidor OPC-UA, que permite la conexión a PLCs o SCADA de control local. Este procedimiento generalmente se utiliza cuando la subestación es anexa o está inmersa en una central de generación de energía eléctrica (hidráulica, eólica, etc.), ya que, normalmente se controlan con este tipo de automatizaciones.
- Servidores de teleoperación, que son los que conectan con los CC (Centros de Control), integrando directamente a la subestación en el sistema de telemando. De forma nativa se utiliza el protocolo IEC60870-5-104, con capa de transporte-red TCP/IP, tácitamente estandarizado por las compañías, que actualmente no utilizan la nueva IEC61850 cara a los CC. Por compatibilidad con las instalaciones anteriores, permanece también implementado el IEC60870-5-101 (con capa de transporte / red serie banda base, pero que también admite encapsulado en TCP/IP).
- Servidor de mantenimiento, que suministra los datos de diagnóstico de la propia UTR y de los dispositivos conectados a ella.
La parte de la IEC61850 aplicada implementa el funcionamiento condicionado (enclavamientos, por ejemplo), ahorrando muchos costes y fuentes de error de los cableados convencionales. De este modo, el control está, al mismo tiempo distribuido en el espacio y concentrado en la UTR. El protocolo SV permite intercambiar valores de medidas de forma muy rápida entre las unidades de protección para regular los tiempos y los valores de medidas para, por ejemplo, provocar un disparo si es necesario.
La excesiva complejidad de este funcionamiento no suele estar al alcance de los operarios que habitualmente asisten a una subestación. Por ello la UTR se lo hace transparente mediante el servidor web de monitorización, operación y configuración, presentándoles una interfaz mucho más amigable y conocida para ellos, lo que hace que la norma y la tecnología se introduzca de forma no traumática a nivel personal. Es necesario recordar que el conocimiento realmente valioso de este personal es el de la propia subestación a nivel de potencia eléctrica y el manejo de la aparamenta de forma adecuada y segura y la solvencia en la reparación de averías de forma urgente. Este servidor es accesible a nivel local con una Tablet o Smart Phone del operario local o a nivel de cualquiera de los canales remotos.
Conclusiones
- El dispositivo diseñado presenta una solución realista y económica directamente aplicable a las subestaciones existentes y a las de nueva construcción.
- Totalmente modular a nivel de procedimientos, de modo que la adaptación a la instalación física se reduce en la mayoría de los casos a una configuración de procedimientos en marcha.
- Por la misma razón de la modularidad, es fácilmente expansible, pudiéndose adaptar a nuevas situaciones con nuevos procedimientos si es necesario.
- Observa situaciones específicas que han surgido de la experiencia en instalaciones, por ejemplo, adaptaciones a centrales de generación hidráulica o eólica.
- Seguridad en los canales de comunicación, especialmente en los de monitorización y configuración especiales (SSH y SSL).
- Servidor de monitorización, configuración y operación destinado a personal de mantenimiento y atención en subestación con diferentes niveles de acceso: operador de subestación o configurador de UTR.
- Integrado en la red de la compañía a nivel de enrutamiento, listas de máquinas de acceso, usuarios y permisos.