El Coordinador Eléctrico Nacional prepara un sistema de lectura remota de protecciones eléctricas para incrementar la seguridad de los datos que generan estos dispositivos instalados en el sistema local, especialmente en subestaciones, aprovechando la mayor disponibilidad que registran los softwares dedicados al control, protección y monitoreo de estas instalaciones.

Y es que, según señalan los especialistas a ELECTRICIDAD, el crecimiento de la digitalización de las protecciones eléctricas dentro de las subestaciones plantea la necesidad de avanzar hacia un sistema integrado, aprovechando la oportunidad que entrega la norma estándar internacional IEC 61850.

Implementación

Ernesto Huber, gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional, destaca el mayor uso de protecciones por parte de las empresas que operan en el sistema local, “adquiriendo los últimos modelos de protecciones, no solo en la ejecución de sus nuevos proyectos, sino también para el reemplazo de protecciones existentes de tecnologías más antiguas”.

En este escenario, el ejecutivo afirma que se está implementando “un sistema de lectura remota de protecciones que permitirá acceder, de forma segura, a los datos que generan las protecciones en tiempo real, y también existen desarrollos para la implementación de software de análisis automático de protecciones”.

Esta iniciativa es resalta por Juan Martínez, Leader Marketing, Network management de ABB en Chile, quien señala que la tendencia en el uso de los softwares para protecciones eléctricas apunta a “abarcar todo el abanico del tiempo de operación real que se tiene en el sistema, para lograr optimizar de la mejor manera la información que se pueda obtener del mismo”.

Centro de control, donde operan los softwares de protecciones eléctricas. Foto: Gentileza ABB en Chile.

Para Alex García, gerente de Ingeniería de Redes Digitales de Siemens Chile, coincide con la necesidad ampliar el acceso a la información, ya que con una mayor base instalada de equipamiento digital “se podrán analizar datos del sistema eléctrico en su totalidad, más que de una subestación particular, para ir tomando decisiones en tiempo real, automatizando las instalaciones y así ver tendencias y comportamientos pasados, con lo que se podrán tomar decisiones en el presente, aumentando la confiabilidad y disponibilidad del sistema”.

En opinión del especialista, un primer paso para avanzar en una red integrada en un sistema de control de las protecciones en subestaciones eléctricas es reemplazar los relés electromecánicos a digitales, para que no operen aisladamente, “por lo que debemos apuntar a operación en tiempo real, basándose en la obtención de datos”.

“Hay nuevas exigencias regulatorias que están apuntando a la obtención de datos, como el sistema de lectura remota de protecciones, que es un tema normativo que hay que cumplir en ciertos plazos, lo que permite mejorar en la confiabilidad y la toma de decisiones en el sistema”, precisa Alex García.

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Norma

Juan Martínez plantea que la tendencia hacia la creación de un sistema de lectura remota ha sido posible por la presencia de la norma IEC 61850, “que realmente se ha convertido en un estándar del sistema eléctrico, pues tiene un enfoque común de los diferentes fabricantes a nivel técnico-económico”.

“Hoy el 90% de las soluciones que se ofrecen al mercado están bajo esta normativa, siendo el pilar técnico de la operación actual de los IED´s (dispositivos electrónicos inteligentes) y de las futuras subestaciones digitales, con lo cual podemos asegurar que es un estándar que llegó para quedarse, y que los desarrollos de los fabricantes están en eje a su mejora”, añade el ejecutivo de ABB en Chile.

Según Ernesto Huber, el formato estándar de los registros de operación que realizan los softwares de protecciones “permite compararlos aunque sean generados por protecciones de distintos fabricantes. Existen concentradores de datos que permiten acceder a la configuración y registros en forma remota en tiempo real”.

“Adicionalmente, existen software que analizan automáticamente los archivos Comtrade (bases de datos especializada) de las protecciones, lo que en conjunto con lo anterior, permite obtener rápidamente un análisis luego de una desconexión forzada por protecciones, mejorando los tiempos de reposición de la instalación”, concluye el ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

2. Centro de control, donde operan los softwares de protecciones eléctricas. Foto: Gentileza ABB en Chile.

La relevante función de las protecciones

Una función estratégica cumple la digitalización de las protecciones eléctricas, a través de softwares, para la seguridad del sistema eléctrico. Ernesto Huber, gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional, señala que su principal tarea “es desconectar instalaciones frente a fallas, especialmente cortocircuitos, que son las que causan mayor impacto en el sistema, de manera selectiva y oportuna, protegiendo a las personas y a las instalaciones, contribuyendo a la estabilidad del sistema y a la continuidad del servicio”.

De acuerdo a Alex García, gerente de Ingeniería de Redes Digitales de Siemens Chile, estos programas también sirven para obtener “datos de perturbaciones, oscilaciones en el sistema eléctrico, recopilar datos de regulaciones de tensión, tanto desde el punto de vista de la protección y del control”.

Elías Bahamondes, ingeniero especialista en Sistemas de Control y Protecciones de Interchile, resalta que estos softwares “se usan para los esquemas de protecciones de barra, mientras que otros se usan para los relés de protección que están en línea y que se tienen para la protección de transformadores y de los reactores. Los softwares que se usan en las primas instalaciones están en instalaciones de transmisión y generación, mientras que el segundo tipo es una tecnología que está siendo utilizada en menor medida”.

“Los relés de protección están instalados en la subestación para permitir la comunicación desde el panel frontal en el patio de la subestación, al frente de los relés, el cual se puede conectar a cualquier computador para el control., si está instalado el software, con lo cual se pueden conectar a relés de subestaciones en Copiapó, Iquique u otros lugares”, sostiene el especialista.

Para Alex García, gerente de Ingeniería de Redes Digitales de Siemens Chile, la digitalización mediante el uso de softwares “facilitan la toma de decisiones, además de ahorrar el uso de infraestructura de las instalaciones, especialmente en el diseño de la obtención de señales”.