Automatización en Redes de Distribución: Equipos y Protocolos de Telecomando

IEE – 453 Distribución Eléctrica1 Automatización en Redes de Distribución: Equipos y Protocolos de Telecomando Andrés Arias Silvai, Student Member, IEEE, Camilo Bravo Bravoii, Student Member, IEEE  Resumen—El siguiente trabajo describe, desde el punto de vista de la automatización y control, las principales características de los equipos de telecomando, protocolos y sistemas de comunicación más utilizados en las redes de distribución eléctrica, dando una visión general sobre la implementación en futuras aplicaciones en Chile en redes inteligentes y generación distribuida. Finalmente se presentarán conclusiones sobre la importancia y rol que poseen estos equipos en los niveles de confiabilidad de un sistema de distribución y los beneficios a corto plazo para las empresas distribuidoras de energía. Índice de Términos—Distribución Eléctrica, DNP3, IEC 60870, IEC 61698, Generación Distribuida, GSM, Modbus, Redes Inteligentes, RTU, Telecomando. I. La operación de estos sistemas debe realizarse con un alto nivel de confiabilidad para así entregar a los clientes una continuidad del suministro ante posibles fallas en la red, es por ello que es necesario poder medir y/u operar ciertos equipos para asegurar esta continuidad o bien disminuir los tiempos de respuesta del personal de servicio. Gracias a las nuevas tecnologías en el área de las comunicaciones se puede contar con una vasta gama equipos operados de manera remota desde los centros de operación, así también como los protocolos usados en estas comunicaciones los cuales son ampliamente comercializados y cumplen con estándares internacionales permitiendo a las empresas distribuidoras contar con una poderosa y flexible herramienta que podría disminuir sus gastos operacionales en el corto plazo. INTRODUCCIÓN L OS Sistemas de Distribución Eléctrica (SDE) comprenden a todos los elementos de transporte de energía ubicados “aguas abajo” de las subestaciones primarias, los cuales reducen los niveles de tensión procedentes desde la etapa de transmisión para luego entregar la energía a los clientes de las empresas distribuidoras. En Chile existen 31 empresas distribuidoras [1] dispuestas en los sistemas interconectados. La distribución directa de la energía, se realiza mediante los llamados alimentadores o feeders que, como su nombre lo dice, alimentan un área definida a niveles de media tensión (MT) (alta tensión (AT) comúnmente denominado en sistemas de distribución) [2] dentro de la red para finalmente llegar a la etapa de reducción de tensión a niveles de baja tensión (BT) [3] mediante los transformadores de distribución o TD ubicados en postaciones aéreas o cámaras subterráneas. Por su configuración en estos sistemas se pueden encontrar conexiones trifásicas, bifásicas y monofásicas, estas últimas dado la búsqueda de repartir las cargas para amortiguar el desequilibrio de la red. Otra característica de estos sistemas es su configuración topológica entre las cuales se encuentran la topología enmallada, en anillo y radial siendo esta última la más utilizada en zonas rurales. En la Fig.1 se aprecia un diagrama unilineal de un sistema de distribución con topología enmallada de una ciudad oriental cerca del Tíbet. Tema final de investigación “Equipos y Protocolos de Telecomando en los Sistemas de Distribución” para el curso Distribución Eléctrica IEE - 453. Profesor guía: Dr. Jorge Mendoza Baeza, profesor de la Escuela de Ingeniería Eléctrica Pontificia Universidad Católica de Valparaíso. Entregado el 5 de Noviembre de 2012. Fig. 1. Diagrama unilineal de un sistema de distribución junto al de iluminación pública de la localidad de Gelephu, distrito de Sarpang del reino de Bután en las cercanías del Tíbet. (Fuente: Department of Urban Development & Engineering Services, www.dudh.gov.bt) II. OBJETIVOS - Introducir conceptos sobre automatización y control en redes de distribución eléctrica mediante dispositivos de telecomando. - Dar una visión sobre las implementaciones futuras de los dispositivos de telecomando y control en Chile mediante las redes inteligentes y la generación distribuida. - Describir las principales características de los equipos telecomando, protocolos y sistemas de comunicación de más utilizados en los SDE. - Mostrar la incidencia del uso de estos dispositivos en los niveles de confiabilidad de una empresa distribuidora. IEE – 453 Distribución Eléctrica III. AUTOMATIZACIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN A. Sistemas Control y Automatización en Tiempo Real La automatización en redes de distribución eléctrica es la aplicación de técnicas y recursos necesarios para que el sistema de distribución en conjunto pueda ser operado y controlado remotamente, coordinando así el uso de sus distintos elementos en tiempo real [4]. El término tiempo real indica que el sistema de control debe ser capaz de responder ante estímulos generados por el entorno dentro de un periodo de tiempo finito especificado, la rapidez del Sistema de Tiempo Real (STR) debe ser alta para casos en que ocurra una falla o bajos para el caso de obtener una medición diaria o mensual de algún equipo. B. Redes Inteligentes y Generación Distribuida El concepto de Red Inteligente o Smart Grid se puede definir en términos generales como una amplia gama de soluciones que ayuda a optimizar el funcionamiento de una red de manera inteligente junto con su automatización. En una red eléctrica este concepto se está implementando (Fig. 2) junto con el auge de las Energías Renovables no Convencionales (ERNC), dado que permite la integración de los sistemas de generación, transmisión y distribución con el fin de entregar de manera eficiente, sostenible y más confiable la electricidad a los consumidores finales. 2 C. Panorama Nacional Si bien el hecho de contar con equipos, protocolos y sistemas de comunicación no hace que una red sea automatizada en su totalidad, esto apunta hacia el desarrollo futuro de la red. En Chile ya existen avances en cuanto a la normativa, con la promulgación de la Ley N°20.571 que “Regula el Pago de las Tarifas Eléctricas de las Generadoras Residenciales” [6] la cual busca ser un incentivo a los Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD) en base a las ERNC, conocido a nivel internacional como Net Metering, lo que significa un avance para el país en cuanto a la futura implementación de Smart Grids y GD a base de ERNC en hogares particulares. IV. EQUIPOS TELECOMANDADO EN REDES DE DISTRIBUCIÓN Para lograr la automatización, ya sea a nivel masivo tal como lo propone el concepto de Smart Grid o bien lograr que en parte, el sistema pueda operar en forma automática, se necesitan de equipos con capacidad de medición y comunicación de manera remota. Los equipos de maniobra que se estudiarán se encuentran principalmente en el nivel de AT ya sea en las subestaciones como en la red urbana o rural. A continuación se describirán los equipos telecomandados más utilizados, presentando sus principales características de operación. Comercialmente existen variadas empresas que los fabrican, es por ello que se muestran solo algunos equipos a modo de ejemplo, cabe destacar que cada uno de ellos posee comunicación o telecomando a distancia y ocupan tecnologías de aislamiento en aire, aceite, gas SF61 y dieléctrico sólido siendo estos últimos dos los más utilizados en la actualidad. A. Equipos Reconectadores Un reconectador es un equipo de protección que se puede definir [7] como un dispositivo auto controlado para interrupción y reconexión automática en circuitos de corriente alterna, con una secuencia predeterminada de apertura y cierre, seguida por una fase de restablecimiento, bloqueo de apertura (enclavamiento) y desbloqueo de apertura. En la Fig. 3 se muestra un reconectador automático trifásico marca ABB. Fig. 2. Las Smart Grids buscan integrar a todos los actores en generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. (Fuente www.hitachi.com) En cuanto a la Generación Distribuida (GD) se refiere, esta consiste en la generación o almacenamiento de energía a pequeña escala en comparación con las grandes centrales de generación, ubicada cerca de las centros de carga, o en lugares alejados de las redes de distribución, empleando en su mayoría tecnologías eficientes [5], lo cual en parte permite a los usuarios de empresas distribuidoras generar electricidad y comercializarla directamente, lo que hace contar con una red preparada para ello. El funcionamiento de las redes inteligentes en conjunto con la GD en sistemas de distribución eléctrica está sujeto al desarrollo tecnológico de los equipos que la componen (automatizados en su mayoría) y la disposición de las empresas para invertir en la implementación de estos, razón por la cual se hace necesario conocer su funcionamiento y principales características. Fig. 3. Reconectador automático trifásico OVR 3 de ABB que posee aislador dieléctrico sólido. Va montado en postes o en subestaciones [8]. 1 El Hexafluoruro de Azufre (SF6) es un gas inerte artificial con excelentes propiedades de aislamiento, estabilidad térmica y química. Es altamente tóxico y dañino para el medioambiente. IEE – 453 Distribución Eléctrica Para ilustrar de mejor manera la operación de estos dispositivos en la Fig. 4 se muestra la secuencia de operación de un reconectador; al ocurrir una falla el reconectador opera por primera vez en un tiempo t para luego permanecer abierto durante un cierto tiempo (generalmente 1 segundo) al cabo del cual reconectará la línea fallada. Si la falla ha desaparecido, el reconectador permanece cerrado y se restablece el servicio pero si la falla permanece, el reconectador opera por segunda vez hasta completar el número máximo de reconexiones. Estos equipos se pueden encontrar comercialmente tanto para configuración monofásica como trifásica. 3 una operación menos que el dispositivo con reconexión automática ubicado aguas arriba, además éste equipo puede ser usado en serie con otros dispositivos de protección, pero no entre dos reconectadores. C. Equipos Interruptores Un interruptor, es un dispositivo mecánico capaz de realizar la desconexión de la red, independientemente de la velocidad empleada por el operario que realiza la maniobra, sea esta de forma remota o local. Mediante este accionamiento mecánico es capaz de ser operado remotamente mediante una caja de control ubicada más abajo de la postación (Fig. 6) y accionada por un motor que impulsa un vástago, o bien un operario podrá realizar la desconexión de manera local. Fig. 4. Diagrama de secuencia de operación de un reconectador automático de distribución [9]. Estos equipos se pueden observar generalmente en postes o subestaciones tanto en configuración monofásica como trifásica. El reconectador, al ser un equipo de apertura y cierre automático puede combinar con funciones avanzadas de control y protección de los relés modernos por telecomando. B. Equipos Seccionalizadores Un seccionalizador es un dispositivo de protección que aísla automáticamente las fallas en líneas de distribución. Se debe instalar aguas abajo de un reconectador para operar ante fallas ocurridas dentro de su zona de protección. El seccionalizador cuenta el número de aperturas y cierres efectuados por el reconectador abriendo en el momento en que el reconectador hace su apertura definitiva ante una falla permanente. Estos equipos no poseen curvas características de operación de tiempo-corriente dado que se coordinan directamente con los reconectadores. En la Fig. 5 se aprecia un seccionalizador trifásico marca ABB. Fig. 6. Interruptor trifásico Alduti-Rupter sin arco externo, de S&C. Utilizan operadores tipo AS-1A y AS-10 del mismo fabricante [11]. D. Equipos Seccionadores o Desconectadores Denominados también separadores, se utilizan para abrir o cerrar un circuito, de manera que sea posible manipular, por ejemplo, una línea aguas abajo del seccionador sin peligro para los fines de conservación o reparación; de esta forma no se interrumpirá el funcionamiento del resto de la instalación. En principio estos equipos solo existían para maniobras sin carga, pero gracias a la tecnología actual es posible encontrarlos como desconectadores bajo carga tal como lo muestra la Fig. 7. Fig. 5. Seccionalizador trifásico AutoLink de ABB, puede ser instalado en diferentes sitios de la red de media tensión, configurando la corriente de actuación y los conteos, de manera de obtener una correcta coordinación [10]. Para un adecuado funcionamiento se debe considerar que el seccionalizador debe ajustarse como máximo para que abra en Fig. 7. Esquema de un seccionador bajo carga, Gama SM6 Schneider Electric, con contactos rotativos y asilamiento por gas SF6. Tiene además, la opción de puesta a tierra. (Fuente: www.schneider-electric.com) IEE – 453 Distribución Eléctrica E. Equipos Interruptores-Seccionadores En los SDE además de los interruptores, se utilizan el interruptor-seccionador nombre adquirido dado que combinan las características de dos equipos; el interruptor y el seccionador, revisados anteriormente. Deben de ser capaces de mantener aislada la instalación eléctrica, según las especificaciones, también tienen que estar debidamente señalizados como tales en la nomenclatura del fabricante. En la Fig. 8 se muestra un interruptor-seccionador típico en una postación de distribución junto a su caja de control que permite el mando a distancia. 4 El cambiador de tomas es un motor asíncrono situado normalmente en la caja del transformador, aumenta o disminuye la posición de la toma en uno de los devanados, normalmente el primario, dependiendo del sentido de giro aplicado. En particular el equipo mostrado en la Fig. 9 posee las siguientes características, algunas de ellas se profundizarán en los próximos capítulos: - Protocolo DNP 3 y opción de DATOS 2179 en el control, configurable por el usuario para todos los puertos. - Dos puertos de comunicación permanentes para su uso con accesorios de comunicación. - Regulación de ± 10% en 32 pasos de aproximadamente 5/8% cada uno, con el fin de minimizar las pérdidas. - Tensiones nominales a 50 Hz: 6,6-11-15-22 y 33 kV. V. EQUIPOS DE TELECOMANDO EN REDES DE DISTRIBUCIÓN Los equipos telecomandados vistos anteriormente son operados a distancia por dispositivos de telecomando o Unidades Remotas de Telecontrol (RTU), las cuales se encuentran cercanos a los equipos. A continuación se presenta un ejemplo dado que cualquiera de los equipos vistos anteriormente puede ser conectado a uno de estos, solo cambiará la programación específica principalmente. Además pueden detectan fallas, medidas de corriente y funciones de automatización, entre otros. Fig. 8. Interruptor-Seccionador trifásico Scada-Mate de S&C, para distribución aérea y en configuración horizontal [12]. F. Equipos Reguladores de Tensión Los equipos reguladores se utilizan para mantener las tensiones cercanas a los valores nominales en BT para que se encuentren dentro de la normativa vigente [13]. Se componen de un transformador con derivaciones (también llamadas tomas o taps), los cuales son operados por telecomando o de manera automática. En la Fig. 9 se muestra un transformador monofásico con cambio de tomas, fabricado por Cooper Power System. A. Telecontrol para Centros de MT El equipo mostrado en la Fig. 10 es un sistema de telecontrol para centros en media tensión capaz de controlar y supervisar todas las cabinas motorizadas de equipos en distribución. Se puede conectar a diversos equipos telecomandados siempre y cuando sean compatibles. Fig. 10. Telecontrol para centros de media tensión - Easergy T200I/T200E de Merlin Gerin - Shneider Electric [15]. Fig. 9. Regulador de tensión monofásico 32-Step de Cooper Power System, con control automático y telecomando [14]. Algunas de las principales características de este equipo: - Control automático de interruptores de MT. - Detección de corriente de falla. - Comunicación con el centro de control remoto a través de los protocolos Modbus, IEC 870-5-101 y 104, DNP3, HNZ, WISP (entre otros). - Sistema de alimentación ininterrumpida a 24/48 VCC. - Varios sistemas de transmisión: Ethernet, RS232, radio, PSTN, GSM, GPRS, línea privada. IEE – 453 Distribución Eléctrica VI. PROTOCOCOLOS DE TELECOMANDO EN REDES DE DISTRIBUCIÓN Para comunicar los dispositivos telecomandados es necesario contar con los denominados protocolos que básicamente es un acuerdo entre las partes que se comunican, sobre cómo va a proceder la lectura y envío de datos para la comunicación. Estos son normativas internacionales las cuales buscan lograr la comunicación y/o adquisición de datos de manera segura y eficiente. Los cuatro protocolos más comúnmente utilizados en los equipos de distribución son: - Modbus. - DNP3. - IEC 60870-5-101 - IEC 61698 A continuación se describirá brevemente cada uno de ellos, el modo de funcionamiento y sus principales características. A. Modbus Originalmente este protocolo fue diseñado por Modicon2 en 1979 para la comunicación entre Controladores Lógicos Programables (PLC). Debido a que se trata de un protocolo simple y de especificación abierta, es posible encontrarlo en la actualidad tanto en PLC, RTU, drivers, sensores y actuadores de tipo remoto. Este protocolo establece cómo los mensajes provenientes de los dispositivos telecomandados; se intercambian en forma ordenada conjuntamente con la detección de errores. Cada solicitud del maestro es tratada independientemente por el esclavo y es considerada una nueva solicitud no relacionada a las anteriores, de esta forma haciendo a las transacciones de datos altamente resistentes a rupturas debido a ruido y además requiriendo mínima información de recuperación para ser mantenida la transacción en cualquiera de los dos terminales. Sus principales características son: - Control de acceso al medio tipo maestro/esclavo. - Modbus posee diversas variantes, las más utilizadas son Modbus RTU y Modbus ASCII (TABLA I). También existe la versión Modbus + ó PLUS. - Asignación de dirección fija a cada esclavo (de 1 a 247). TABLA I FORMATO DEL PROTOCOLO MODBUS MODBUS Modo ASCII Comienzo de Trama : Comienzo de Trama Tiempo de 3 bytes Dirección 2 bytes Dirección Función 2 bytes Función Datos N x 2 bytes Datos Control de Errores 2 bytes Control de Errores 2 bytes Fin de Trama CR+LF Fin de Trama : 5 Este protocolo se especifica como: - Formato de trama. - Secuencias. - Control de errores. En la Fig. 11 se muestra el formato general de las especificaciones del control de acceso de Modbus para el tipo maestro/esclavo. Fig. 11. Formato general de las tramas y control de acceso Modbus maestro/esclavo. [16]. MODBUS Modo RTU 1 bytes 1 bytes N x 1 bytes 2 La empresa Bedford Associates (Bedford, MA), propuso un sistema al que llamó Modular Digital Controller o MODICON a una empresa fabricante de autos en los Estados Unidos, el primer PLC producido comercialmente fue el MODICOM 084. Actualmente la empresa Schneider Electric es dueña de la marca. B. DNP3 El protocolo DNP3, de sus siglas “Distributed Network Protocol”, fue diseñado para establecer comunicaciones fiables en medios y entornos desfavorables en los cuales los equipos de automatización del sector eléctrico suelen estar sometidos. DNP3 es compatible con las especificaciones de seguridad IEC 62351-5 conjuntamente con el protocolo más antiguo; Modbus. Este protocolo posee tres niveles razón por la cual adopta la denominación numérica a continuación de sus siglas en inglés: - Data Link Layer (nivel de enlace); Fragmentos con 1024 bytes. - Application Layer (nivel de transporte); segmentos. - Transport Layer (nivel de transporte); tramas con tamaño máximo de 292 bytes. Para la transmisión de los datos se realiza lo siguiente: - Los datos se encapsulan en fragmentos en el nivel de aplicación. - El nivel de transporte es el encargado de adaptar los Fragmentos para poder encapsularlos en tramas (nivel de enlace), para lo cual, secciona el mensaje del nivel de aplicación si es necesario, y les agrega la cabecera de transporte, formando de este modo los segmentos. - En el nivel de enlace, los segmentos recibidos del nivel de transporte son empaquetados en tramas, para lo cual se les añade a estos una cabecera de enlace, y además, cada 16 bytes un CRC de 2 bytes. IEE – 453 Distribución Eléctrica Por otro lado, la recepción de los datos se efectúa de la siguiente manera: - El nivel de enlace se encarga de extraer de las tramas recibidas los Segmentos que son pasados al nivel de transporte. - El nivel de transporte lee la cabecera de los segmentos recibidos del nivel de enlace, y con la información obtenida extrae y compone los fragmentos que serán pasados al nivel de aplicación. - En el nivel de aplicación los fragmentos son analizados y los datos son procesados según el modelo de objetos definido por las especificaciones del estándar. La Fig. 12 muestra un esquema de la comunicación entre los distintos niveles del protocolo. 6 es primaria y secundaria a la vez y puede iniciar una transmisión de mensajes. Los formatos de trama se muestran resumidos en TABLA II. TABLA II FORMATOS DE TRAMA Formato de trama FT1.1 FT1.2 FT2 FT3 Longitud máxima 128 255 255 255 Características 1 bit Start, 8bits Datos, 1 bit Paridad Como FT1.1 mas un checksum de 8 bits por trama Hasta 15 octetos de datos más un CRC de 8 bits Hasta 16 octetos de datos más un CRC de 16 bits. Este protocolo IEC 60870-5-101 define el uso de una red TCP/IP4 el cual conlleva las siguientes ventajas: - No es necesario software específico de red en los sistemas finales. - No es necesaria la gestión de la red en los sistemas finales. - Facilita que el sistema final lo suministre un especialista en telecontrol. D. IEC 61698 El estandar IEC 61698 nace con la finalidad de integrar una serie de normativas y así poder estandarizar comunicaciones, además de la seguridad, de determinados equipos en distribución eléctrica. Algunos de los protocolos incorporados en este estándar son: - IEC 61968-1 – Interface Architecture and General Requirements [Publicado]. - IEC 61968-2 – Glossary [Publicado]. - IEC 61968-3 – Interface for Network Operations [NO] [Publicado]. - IEC 61968-4 – Interfaces for Records and Asset management [AM] [Publicado]. - IEC 61968-5 – Interfaces for Operational Planning & Optimization [OP] [En desarrollo]. - IEC 61968-6 – Interfaces for Maintenance & Construction [MC] [En desarrollo]. - IEC 61968-7 – Interfaces for Network Extension Planning [NE] [En desarrollo]. Entre otros. Todas estas normativas mencionadas son compatibles entre sí gracias al protocolo IEC 61698. VII. SISTEMAS DE COMUNICACIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN En los capítulos anteriores se vieron equipos capaces de ser operados a distancia, tales como reconectadores e interruptores, que en conjunto se conectan a los equipos de telecomando o RTU. Esta primera conexión con el dispositivo 4 Fig. 12. Formato general de las tramas y control de acceso del protocolo Modbus en configuración maestro/esclavo. En él se pueden apreciar de manera detallada sus tres niveles: nivel de aplicación, nivel de transporte y nivel de enlace [17]. C. IEC 3 60870-5-101 Este protocolo es la quinta parte de una serie de estándares que definen sistemas utilizados en telecontrol, teleprotección, comunicaciones y Sistemas de Adquisición y Supervisión de Datos (SCADA) en sistemas eléctricos de potencia. También es conocido como TASE-2 y es utilizado para comunicaciones entre centros de control sobre redes WAN. Es compatible con los protocolos IEC 60870-5-1 y IEC 60870-5-5. Utiliza un modo de comunicación serie donde el maestro es quien dirige la comunicación con el esclavo, puede manejar información de tipo doble en contactos (NA o NC) de equipos interruptores y seccionadores. Existe un modo de transmisión, el cual se divide en transmisión no balanceada y balanceada. La transmisión no balanceada funciona de tal manera en que una estación primaria inicia todas las transmisiones de mensajes. Su contraparte, funciona bajo la lógica de que cualquier estación 3 La IEC es la International Electrotechnical Commission, fundada en 1906, es una de las organizaciones encargadas de publicar normas internacionales para todas las tecnologías eléctricas, electrónicas y afines. Todas las normas internacionales IEC se crean por consenso y representan las necesidades de las partes. Cada país miembro, tiene voz y voto respecto a lo que se incluye en una Norma Internacional. El modelo TCP/IP es un modelo de descripción de protocolos de red creado en la década de 1970 por una agencia del Departamento de Defensa de los Estados Unidos (DARPA). EL modelo TCP/IP se denomina a veces como Internet Model, Modelo DoD o Modelo DARPA. IEE – 453 Distribución Eléctrica de control se hace, por lo general, mediante comunicación tipo serial RS2325. Para el intercambio de información entre las diferentes RTU y el centro de operaciones de la empresa distribuidora, es necesario contar con un sistema de comunicaciones adecuado que cumpla con los requerimientos de actualización de información para cada uno de los equipos ubicados en el sistema. El tipo de información que manejan los dispositivos de telecomando de la red involucra órdenes de apertura y cierre de interruptores, indicación de estados de interruptores, señalización de indicadores de falla y en algunos puntos medidas de tensión y corriente6. La información del estado de los interruptores se debe actualizar sólo cada vez que este cambie y debe hacerse en tiempo real. Así se establece una comunicación entre la RTU y el sistema central sólo en los siguientes casos: cuando ocurre un cambio de estado, cuando se sobrepasa un rango preestablecido y cuando se requiere hacer una operación de abrir o cerrar un interruptor en la red desde el centro de control. El sistema de comunicaciones debe garantizar la condición de que cuando se requiera transmitir alguna información desde el centro de control hacia o desde las RTU exista un canal disponible. Para satisfacer los requerimientos de actualización de información, así como de confiabilidad y disponibilidad para cada tipo equipo en el sistema, se cuentan variadas alternativas de comunicación. A continuación se enunciarán las alternativas generales de comunicación siendo estas un caso de estudio que se podría abordar más en profundidad en otros trabajos. A. Onda portadora por Línea de AT Se utiliza como medio de comunicación la misma infraestructura de la red de AT, su uso es recomendable para enlaces largos, dado su alto costo comparado con otros sistemas de comunicación más confiables dado que el costo por canal es muy alto para distancias cortas. Es un sistema que se puede resumir como rígido e inflexible por la dificultad de hacer modificaciones en las frecuencias de operación dado que posee un ancho de banda muy estrecho. Por ejemplo en el caso de un sistema monocanal permite tener un sólo canal de voz y uno de datos hasta máximo 600 bps (bits por segundo o baudios), lo que restringe sus aplicaciones. B. Radio Respecto al sistema de onda portadora por línea AT, la transmisión por radio tiene la ventaja de ser fácil de configurar en cuanto a las ampliaciones de capacidad de canales. Permite manejar un gran número de unidades remotas con un mínimo número de canales de comunicación. Su principal desventaja El puerto RS232 es una interfaz que designa una norma para el intercambio de una serie de datos binarios entre un Equipo Terminal de Datos (DTE) y un Equipo de Comunicación de Datos (DCE). Utiliza un conector tipo DB de 25 ó 9 pines. 6 Para obtener medidas de tensión y corriente en niveles de AT y BT se utilizan equipos especializados de telemedición, los cuales no son estudiados en este trabajo. 5 7 radica en el alto costo inicial en la implementación de un sistema nuevo. Los sistemas más empleados para aplicaciones en la red de distribución están en la banda de 800 Mhz y 900 Mhz. En general el sistema vía radio tiene como ventaja la buena confiabilidad y alta disponibilidad si se cuenta con los respaldos necesarios. C. Líneas Telefónicas Este sistema utiliza la infraestructura existente en líneas telefónicas, sin muchas inversiones iniciales. Su principal inconveniente es la demora en el restablecimiento del servicio en caso de fallas en la red telefónica. Para el caso de manejo de información en tiempo real es práctico, se utiliza en la gran mayoría de los casos como respaldo al sistema principal. D. Fibra Óptica Es un sistema altamente confiable que se mejora con la redundancia de los equipos de terminales múltiples (multiplex), que permite el manejo de grandes volúmenes de información a altas velocidades. Desde el punto de vista técnico es la mejor solución para mantener un sistema de comunicaciones confiable, pero su alto costo impide que se masifique en los sistemas actuales así como también su complejo montaje en la red de distribución que hace emplear herramientas especializadas. Entre sus características que la hacen la alternativa más ventajosa se encuentran las siguientes: - Insensibilidad a interferencias. - Ausencia de diafonía. - Poca atenuación. - Alta velocidad y capacidad de transmisión. - Gran ancho de banda (se dice que es “ilimitado”). - Permite la transmisión de muchos canales con servicios de voz y datos a diferentes velocidades. E. GSM Este medio de comunicación es utilizado ampliamente en lugares donde los dispositivos a controlar se encuentran alejados de los centros de control o son de difícil acceso. Al ser inalámbrico conlleva a que sea económica su implementación. Una desventaja a considerar cuando las líneas de telefonía celular se saturan, estos sistemas también lo hacen. En la Fig.13 se ve un modem GSM marca Circuitor. Fig. 13. Modem GSM/GPRS, Permite la lectura de contadores a través de una llamada GSM / GPRS. Dispone de 2 puertos de comunicaciones RS-232/RS485 que permiten el control y descarga de datos y registros del contador. (Fuente: www.circuitor.com) IEE – 453 Distribución Eléctrica VIII. CONCLUSIONES Al finalizar y mostrar los aspectos más relevantes de los equipos y protocolos utilizados en redes de distribución eléctrica puede concluir que: - En nuestro país, el cual esta en vías de desarrollo, urge la necesidad de implementar sistemas automatizados para el área eléctrica; ya sea en generación, transmisión y distribución. Este último es el más importante ya que concentra a un gran número de consumos a los cuales es necesario entregar un buen servicio eléctrico. - Los equipos de telecomando han ido evolucionando respecto al avance de la electrónica; conjuntamente entregan, por parte de los fabricantes, una amplia gama de protocolos aceptados para su funcionamiento. No obstante, esto lleva a que al momento de ampliar el sistema, conforme se avance en requerimientos eléctricos, sea necesario implementar dispositivos extras y/o inclusive cambio de equipos debido a la evolución de los protocolos de comunicación y a veces a la no compatibilidad de los mismos. En base a esto es que se hace necesario, tanto a nivel nacional como internacional, la estandarización de los protocolos para así no poseer los inconvenientes mencionados anteriormente. - Al momento de desarrollar un proyecto de automatización en ya sea en redes de distribución eléctrica o redes industriales, se debe poseer especial cuidado al seleccionar el medio de comunicación entre los dispositivos ya sea a nivel económico, aunque mas importante aún, a nivel de la confiablidad y rapidez que sea capaz de entregar el sistema de automatización. - Los protocolos mas utilizados son los de IEC, debido a su robustez como tales. No obstante esto los hace un poco mas complicados en su configuración respecto a sus antecesores. - La implementación de una red automatizada en los SDE aumenta la confiabilidad del sistema, teniendo repercusiones positivas sobre los índices de calidad de servicio que entregan las empresas distribuidoras además de poder responder de una manera más rápida ante contingencias y fallas de la red. - Las redes inteligentes es un tema que está hoy en día se está desarrollando muy rápidamente en todo ámbito, la integración de las ERNC en un sistema requiere de tecnologías adecuadas sobre todo si se habla de generación distribuida en donde la red debe estar preparada para recibir la inserción de energía de parte de los usuarios. - Para los ingenieros es necesaria la comprensión del funcionamiento de los equipos de telecontrol y sistemas de comunicación para poder tomar mejores decisiones al momento de diseñar o proponer mejoras de los sistemas de distribución, la colaboración entre las áreas de estudios de ingenierías eléctrica, electrónica e informática podrá acelerar los procesos en cuanto a la automatización de redes se refiere. [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] 8 REFERENCIAS Dato obtenido desde sitio web del Ministerio de Energía, Gobierno de Chile. http://www.minenergia.cl Norma Chilena, Decreto N°327/1997, Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, Art.25° inciso b.2). Norma de Seguridad NSEG 5 E.n. 71, Instalaciones de Corrientes Fuertes, Artículo 6, inciso 2. Definición obtenida de la Tesis de Magister de Raúl Vilcahuamán Sanabria, Pontificia Universidad Católica de Chile, 1993, p. 12. Definición obtenida del trabajo “Generación distribuida, normativa y aplicaciones en SD”, Lucy Páez, Sebastián Medina, PUCV 2009, p 2. La ley 20.571 se promulgó el 20 de marzo de 2012 y se puede encontrar completa en el siguiente enlace. http://bcn.cl/7gh9 Definición obtenida de la norma ANSI/IEEE C37.100 – 1981 “IEEE Standard Definition for Power Switchgear”. Catálogo de productos online ABB, “Reenganchador trifásico OVR 3”. http://www.abb.cl/ProductGuide M. Villarroel Moreno “Protecciones de Sistemas Eléctricos” Universidad de la Frontera, 2008, p.147. Catálogo de productos online ABB, “ANSI/IEEE Seccionalizador tripolar AutoLink”. http://www.abb.cl/ProductGuide Catálogo de productos online de S&C. Equipos de interrupción: distribución aérea: Interruptores Alduti-Rupter, tensiones hasta 69 kV. http://es.sandc.com/products Catálogo de productos online de S&C. Paquete Totalmente Integrado para la Automatización de Alimentadores Aéreos, Seccionadores ScadaMate®, 14.4 kV hasta 34.5 kV. http://es.sandc.com/products Norma Chilena, Decreto N°327/1997, Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, Art.243° inciso a). Regulador de tensión monofásico 32-Step de Cooper Power System. http://www.cooperindustries.com/content/public/en/products/html Catálogo online de Merlin Gerin - Shneider Electric, Sistema de Telecontrol para centros de media tensión (MT) Easergy T200I/T200E. http://www.schneiderelectric.es/sites/spain/es/productosservicios/productos-servicios.page Figura de elaboración propia en base de apuntes del Laboratorio de Control II, Universidad Nacional de Quilmes. http://iaci.unq.edu.ar Gráfico de elaboración propia en base a la estructuración por capas del protocolo DNP3, creado originalmente por Martín Conrrado, 2009. http://commons.wikimedia.org [12] [13] [14] [15] [16] [17] i Andrés Arias Silva (S’09), Estudiante de Ingeniería Eléctrica, Pontificia Universidad Católica de Valparaíso. Contacto: [email protected] ii Camilo Bravo Bravo (S’10), Estudiante de Ingeniería Eléctrica, Pontificia Universidad Católica de Valparaíso. Contacto: [email protected]