Por Álvaro Ibarra, Sales Specialist HITACHI ABB Power Grid GA/Soluciones Técnicas y Experiencias

La llegada del virus Covid-19 nos obligó a realizar teletrabajo y las reuniones, capacitaciones y conferencias, entre otras, se comenzaron a hacer a través del computador. Y la digitalización de la subestación no se quedó atrás.

Cuando hablamos de digitalización de una subestación eléctrica lo primero que se nos viene a la mente es el concepto de red digital, el cableado de cobre desaparece y aparece el de Fibra Óptica. La información ya no viaja por un pulso eléctrico, ahora lo hace a través de protocolos de comunicación, definidos por la norma IEC 61850.

De esta norma o protocolo, podemos construir dos redes separadas, el bus de estación y el bus de proceso. La principal diferencia entre ambas redes es que en el bus de proceso aparecen las Samples Values, que son señales de medidas que vienen de los TC y TP. Al ser señales de medidas hace que esta red sea la más crítica, por ende, debe estar muy bien configurada y protegida de los ciber ataques.

Estas redes se pueden configurar en topologías distintas, HSR o PRP. Para poder definir qué topología usar, se debe realizar un buen análisis en cuanto a cantidad de IEDs y MU a conectar, obviamente escuchando también qué es lo que espera el cliente final de esta solución.

Una subestación digital trae múltiples beneficios, se reduce el riesgo de electrocución, permite la puesta en marcha de forma más rápida, se reduce el tiempo de interrupción, la documentación se hace más simple, el esquema de teleprotecciones es más fácil de implementar y se reduce el cableado y trabajos civiles, entre otras.

En Chile, Hitachi ABB Power Grids ha desarrollado dos proyectos de digitalización de paños de subestaciones, uno en Alto Jahuel y el otro en Diego de Almagro, ambas subestaciones de Transelec. En Brasil creamos una subestación completamente digital, Subestación Gonzalo de 500 kV de Enel, cuya selección de topología de redes a nivel de bus de estación fue de PRP y a nivel de bus de proceso de HSR.

Para concluir, todo IED, de cualquier fabricante, se puede comunicar entre sí mientras cumpla la norma IEC 61850 y los altos estándares de confiabilidad y calidad. Los archivos SCD, ICD son fundamentales para poder comunicar estos equipos, crear goose de forma correcta es parte de lo esencial.

Por Richard Choppet, gerente comercial Lubrisider

El tema de las subestaciones digitales es un tema recurrente y “a la moda” hoy en día. Pero, aunque todos sabemos de qué se trata, rápidamente es una evidencia que cada uno tiene una visión un poco distinta y, sobre todo, la realidad de cada país puede tener algunas diferencias. Para ser técnicamente riguroso, el tema de las subestaciones digitales debería referirse a la solución de una subestación completamente pensada y diseñada para tal efecto, desde los equipos de patio hasta los sistemas de protección y control. Sin embargo, en esta oportunidad hablaremos solamente de la parte electrónica de dicha solución que incluye la adquisición de datos, la comunicación y, por supuesto, de los sistemas de protección y control de las subestaciones.

¿Cuál es la situación actual en Chile? En la actualidad, no existe ninguna subestación completamente digital en Chile. Solo hay 2 paños pilotos en subestaciones diferentes y 2 subestaciones en fase de construcción en la zona de Osorno. Esto difiere de casi todos los otros países vecinos donde podemos encontrar varias experiencias en funcionamiento hace ya varios años. Por qué este desfase en las realidades.

Una de las razones de esta diferencia con los otros países de Latinoamérica no es solamente el temor de la novedad o la falta de datos históricos sobre períodos largos de estudios, sino que la regulación nacional no estaba (o no está) lista para apoyar y empujar dichas inversiones. En este contexto, la Comisión Nacional de Energía está revisando la regulación y los procesos existentes para poder permitir los próximos pasos en el desarrollo de esta tecnología en el país a la brevedad.

Otros de los temores en común a la introducción de nuevas tecnologías, es su seguimiento en el tiempo y sobre todo su interoperabilidad entre las diferentes ofertas presentes en el mercado. A nivel mundial, la lista de experiencias existentes es vasta y ya se han comprobado todas las ventajas sobre la solución llamada “convencional” que se ha usado hasta ahora. Hoy se manejan muy bien los ahorros posibles en construcción, cable e instalación, así como las posibles diferencias de precios del equipamiento requerido en esta nueva tecnología.

A nivel técnico, si es cierto que hay dos soluciones distintas de concentrar los datos del campo (PRP y HSR), la interoperabilidad existe realmente siempre y cuando se eligen equipos con las mismas características técnicas. La decisión de elección de usar PRP o HSR debería depender del diseño de la subestación y también del resultado buscado por el cliente, donde el diseño puede ser un poco más liviano o un poco más seguro dependiendo de lo especificado y de las necesidades del cliente final. Sin embargo y a pesar de la elección de la arquitectura del sistema, los elementos como las Merging Units y las protecciones deben ser “intercambiables” entre las distintas marcas, siempre y cuando, todas cumplan con los mismos requisitos técnicos seleccionados.

Se puede concluir que hoy en día existen los productos y servicios necesarios para la plena realización de una subestación digital. También podemos destacar la voluntad de los clientes y usuarios de empujar esta tecnología. Por otra parte, también tenemos el compromiso de la autoridad que está trabajando desde ya en la modificación de la normativa para permitir la misma. Todos los elementos están reunidos para que sigamos avanzando en la vía del desarrollo y podamos decir que el futuro ya está presente hoy.

Por Paulina Muñoz, Ingeniero Subdepartamento de Proyectos y Acceso a la Red, Departamento Eléctrico, CNE

Es claro que los avances tecnológicos se desarrollan cada día más rápido y la era de la digitalización llegó para quedarse. La implementación de estas nuevas tecnologías en los sistemas de transmisión de todo el mundo ya es un hecho, y Chile no ha sido la excepción.

La Comisión Nacional de Energía (CNE), en su rol de regulador del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y ente responsable de fijar las normas técnicas y de calidad indispensables para el funcionamiento y la operación de las instalaciones energéticas, comenzó un trabajo normativo el año 2018 relacionado con el diseño de las instalaciones de transmisión del SEN. Cabe mencionar que todo trabajo normativo que lidera la CNE se realiza en conformidad al Decreto Supremo N°11 del año 2017 que establece el Reglamento para la Dictación de Normas Técnicas.

Este trabajo normativo, titulado Anexo Técnico de Exigencias Mínimas de Diseño de Instalaciones de Transmisión, tiene como objetivo principal contar con un documento que contenga nuevos criterios de diseño que permitan la expansión armoniosa y coherente de las instalaciones de transmisión, en línea con los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad, diversificación y acceso abierto mandatados en la Ley. Lo anterior tiene por motivación los cambios que se introdujeron mediante la Ley 20.936 del año 2016, en particular los cambios en la forma de realizar la expansión del sistema de transmisión, la cual  planifica el desarrollo de las instalaciones de servicio público de manera centralizada pudiendo intervenir instalaciones dedicadas en favor de una solución eficiente y, por otro lado, la característica de acceso abierto a las instalaciones de transmisión, las que podrán ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios.

Por lo tanto, el Anexo Técnico tiene como fin último que el sistema de transmisión existente evolucione a un sistema más robusto, con estándares de diseño y construcción similares entre los distintos segmentos, de manera que no exista una diferencia significativa entre las instalaciones de servicio público y las instalaciones de interés privado o dedicadas. Lo anterior mediante la incorporación de exigencias de diseño, desempeño, seguridad y confiabilidad.

Dentro de los distintos tópicos que se incorporan en este nuevo Anexo Técnico se encuentran, por ejemplo, los criterios y exigencias sísmicas y de diseño civil, los criterios para determinar el área de emplazamiento libre para nuevas instalaciones de transmisión en relación a instalaciones ya existentes, los criterios de holgura y redundancias en el diseño de instalaciones, el diseño de disposición de equipos en patios y de equipos mayores de Alta Tensión y, se establece el equipamiento de paño básico que debe poseer cada instalación y cómo se debe desarrollar e implementar la compatibilidad tecnológica de las instalaciones.

En este último punto es donde un mayor nivel de comunicación es relevante, por lo que la digitalización representa el siguiente paso en la evolución de las subestaciones eléctricas, de esta manera se aumenta la seguridad, productividad y confiabilidad de los operadores de la red.

Así es como se incorporan distintas exigencias y criterios de diseño en el Anexo Técnico mencionado que definen las prestaciones que deben entregar los distintos equipos que componen una subestación digital, las configuraciones y desempeños de éstos, de manera de obtener todos los beneficios que presenta la implementación de estas nuevas tecnologías en el sistema eléctrico chileno. En ese sentido, el estándar internacional IEC 61850 y sus apartados son los documentos base para la implementación de las subestaciones digitales. En particular, el Anexo Técnico establece el uso y las exigencias de diseño para las Unidades Concentradoras o Merging Units (MU), equipo utilizado para la conversión análogo–digital de las señales, las cuales deberán estar instaladas ubicadas en el patio de alta tensión, de manera tal de minimizar la longitud del cableado a la referida unidad. De la misma forma, cada MU deberá transmitir la información hacia los Dispositivos Electrónicos Inteligentes o Intelligent Electronic Devices (IED’s), de acuerdo al protocolo del estándar IEC 61850-9-2 e IEC 61850-8-1, a través de un bus de procesos. El soporte para dicho bus de proceso deberá estar contenido dentro de una red de comunicaciones Ethernet de alta disponibilidad, basados en la norma IEC 62439.

Respecto de los equipos convencionales, cada núcleo secundario de los Transformadores de Corriente deberá conectarse a una MU dedicada. En cuanto a los Transformadores de Potencial, será posible conectar los núcleos secundarios compartiendo la MU del paño que corresponda. En el caso de utilizar Transformadores de Instrumentación No Convencionales o Non Conventional Instrument Transformers (NCIT), éstos se podrán conectar directamente en los IED’s, sin necesidad de conectarse previamente a la MU, siempre y cuando estos cuenten con una salida de datos para un bus de proceso de acuerdo a los estándares IEC 61850-9-2 y/o IEC 61850-8-1.

En términos de prestaciones y desempeño se establece que:

• los sistemas de protecciones deberán verificar las exigencias de redundancia establecidas en el Anexo Técnico.
• El Coordinador podrá autorizar que las funciones de bloqueo se realicen mediante lógicas de control en vez de la utilización de relés auxiliares de disparo y bloqueo (86), siempre y cuando esto no signifique una degradación en los sistemas de protección.
• El diseño de las subestaciones digitales deberá realizarse considerando la posibilidad de utilizar equipamiento de distintos fabricantes, de acuerdo al estándar IEC 61850 vigente y sus requisitos de interoperabilidad. Para ello, la subestación digital deberá ser diseñada de manera que el diseño inicial no condicione la elección de un proveedor.
• El Coordinador deberá velar por la interoperabilidad y la estandarización de formatos para el envío de datos cuando corresponda.

Es importante destacar que la implementación de esta tecnología se encuentra en desarrollo actualmente en el sistema eléctrico chileno mediante la construcción de distintos proyectos de carácter obligatorio que fueron parte del plan de expansión de la transmisión incluidos en el Decreto Exento N° 418 del año 2017 que Fija Listado de Instalaciones de Transmisión Zonal de Ejecución Obligatoria, Necesarias para el Abastecimiento de la Demanda y que en su ingeniería incorporaron esta nueva tecnología, como lo son las nuevas subestaciones La Misión y Remehue de propiedad de SAESA, y en la modernización del equipamiento existente en ciertos paños en 154 kV de la subestación Alto Jahuel solicitado por Transelec mediante lo establecido en el artículo 72°-18 de la Ley como una Modificación Relevante.

De esta manera, se ejemplifica que estas nuevas tecnologías tienen la oportunidad de implementarse en el sistema eléctrico, existiendo más de una alternativa para su ejecución, ya sea mediante los ejemplos antes mencionados como el desarrollo de proyectos de acuerdo al acceso abierto al sistema o las obras urgentes autorizadas por la Comisión Nacional de Energía de acuerdo a lo establecido en el artículo 102° de la Ley.