Un sistema de Automatización de Subestaciones SA que comprende un primer y segundo DispositivosElectrónicos Inteligentes IED (11,

21) de protección adaptados para interactuar con los sensores (12, 22) yactuadores de 5 una primera y segunda bahías (10, 20) respectivas de una subestación de un sistema de energíaeléctrica, y configurados para realizar funciones de protección (P10, P20) de la bahía (10, 20) correspondiente,comprendiendo además el sistema SA una primera interfaz de proceso (13) adaptada para conectarse a lossensores (12) y a los actuadores de la primera bahía (10),

caracterizado por que

- el sistema SA comprende una red de comunicación SA (1) que conecta conmutativamente el primer ysegundo IED de protección (11, 21) y la primera interfaz de proceso (13), y por que

- la primera interfaz de proceso (13) está adaptada para transmitir, a través de la red de comunicación (1),mensajes de red del sensor que comprenden valores muestreados de las magnitudes del proceso medidospor los sensores (12) de la primera bahía (10) y adaptada para recibir mensajes, a través de la red decomunicación (1), mensajes de red del actuador, mensajes que comprenden órdenes dirigidas a losactuadores de la primera bahía (10), y por que

- el segundo IED (21) está configurado para realizar una función de protección (P10) en base a un mensajede red del sensor transmitido por, y que resulta en un mensaje de red del actuador destinado a, la primerainterfaz de proceso (13).

Automatización de subestaciones con protección redundante.

Campo de la invención

La invención se refiere a un sistema de automatización de subestaciones redundantes para subestaciones en redes eléctricas de alta y media tensión que evita que un dispositivo electrónico inteligente de un solo fallo perjudique el funcionamiento de una bahía de una subestación. La misma parte de un sistema de automatización de subestaciones como se describe en el preámbulo de la reivindicación 1.

Antecedentes de la invención

Las subestaciones en redes eléctricas de alta y media tensión incluyen dispositivos primarios tales como cables eléctricos, líneas, barras bus, conmutadores, transformadores de potencia y transformadores de instrumento, que se disponen generalmente en campos y/o bahías de conmutación. Estos dispositivos primarios funcionan de forma automatizada a través de un sistema de automatización de subestaciones (SA) . El sistema SA cuenta con dispositivos secundarios, entre los que se pueden mencionar los dispositivos electrónicos inteligentes (IED) , responsables de la protección, control y seguimiento de los dispositivos primarios. Los dispositivos secundarios pueden asignarse con niveles jerárquicos, es decir, el nivel de la estación, el nivel de la bahía, y el nivel de proceso, estando este último separado del nivel de la bahía por una denominada interfaz de proceso. El nivel de la estación del sistema SA incluye una estación de trabajo por operario (OWS) , con una interfaz hombre-máquina (HMI) y una puerta de entrada a un Centro de Control de Red (NCC) . Los IED sobre el nivel de la bahía, también denominados unidades de módulo o IED de protección en lo que sigue, se conectan a su vez entre sí, así como a los IED en el nivel de la estación a través de una inter-bahía o bus de la estación que tiene principalmente el propósito de intercambiar órdenes e información del estado.

Los dispositivos secundarios en el nivel de proceso comprenden los sensores de tensión (VT) , de corriente (CT) y mediciones de densidad de gas, sondas de contacto para detectar las posiciones del cambiador de toma del interruptor y del transformador, y/o actuadores (I/O) para cambiar las posiciones de toma del transformador, o para controlar la conmutación como disyuntores o desconectadores. Sensores ejemplares tales como los transformadores de corriente o tensión no convencionales comprenden un convertidor analógico a digital (AD) para el muestreo de señales analógicas, y están conectados a las unidades de bahía a través de un bus de proceso específico o intrabahía, que puede considerarse como el interfaz de proceso que sustituye a la tradicional interfaz de proceso cableada. Este último conecta los transformadores de corriente o tensión convencionales en el campo de conmutación a los equipos en el nivel de bahía a través de cables de Cu dedicados, en cuyo caso las señales analógicas de los instrumentos transformadores se muestrean por las unidades de bahía.

Una norma de comunicación para la comunicación entre los IED de una subestación ha sido introducida por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) como parte de la norma IEC 61850 titulada "redes y sistemas de comunicación en subestaciones". Para los mensajes críticos fuera de tiempo, la norma IEC 61850-8-1 especifica el protocolo (MMS, ISO/IEC 9506) de Especificación de Mensajes de Producción en base a un protocolo (OSI) de Interconexión de Sistemas Abiertos reducido reaprovisionado con el Protocolos de Control de Transmisión (TCP) y el Protocolo de Internet (IP) en la capa de transporte y de red, respectivamente, y Ethernet y/o RS-232C como medios físicos. Para mensajes críticos en tiempo, tales como órdenes de disparo, la norma IEC 61850-8-1 especifica los Eventos en las Subestaciones orientados de Objeto Genérico (GOOSE) construidos directamente en la capa de enlace a la Ethernet de la pila de comunicación. Para muchas señales críticas en tiempo en el nivel de procesos, tales tensiones o corrientes analógicas medidas, la norma IEC 61850-9-2 especifica el protocolo de los valores muestreados (SV) que también se basa directamente en la capa de enlace a Ethernet. Por lo tanto, la parte 9 de la norma define un formato para publicar, en forma de mensajes de multidifusión en una red Ethernet industrial, datos de medición digitalizados de los sensores de corriente o de tensión en el nivel de proceso. Tal SV u otros datos del proceso se pueden transmitir a través de un bus de proceso inter-bahía, haciendo que la información transmitida esté a disposición de las bahías cercanas. Por ejemplo, para las configuraciones rentables, tales como en las subestaciones de media y baja tensión, el bus de proceso inter-bahía y el bus de la estación se pueden combinar en una sola red de comunicación. En este caso, la red de comunicación se puede considerar un bus de proceso interbahía que transmite, además de los datos del proceso, órdenes, estado y reporta mensajes relacionados, que de lo contrario se intercambian a través de un bus de la estación dedicado.

En el contexto de la Automatización de Subestaciones, funcionalidad de protección redundante es la manera de lograr una mayor disponibilidad y fiabilidad. Por lo general, para las subestaciones de transmisión y sub-transmisión, la redundancia completa de la funcionalidad de protección se logra con dos Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) , por bahía, instalados de forma independiente y con cables. Por otro lado, para la tensión media y baja, así como las subestaciones de clientes industriales, un solo IED protege la bahía y, por lo tanto, ninguna funcionalidad de protección redundante está disponible. En este último caso, los IED representan un punto único de fallo para toda la bahía.

Varios enfoques se han propuesto para manejar el fallo de un IED. Una arquitectura hot-hot o hot-standby es el enfoque clásico de las bahías que incluyen dos IED. En una arquitectura hot-hot, ambos IED se están ejecutando en paralelo, mientras que para una arquitectura hot-standby el IED de espera se activa cuando falla el IED directo. Ambos enfoques se realizan convencionalmente mediante el cableado desde las entradas y salidas de ambos IED hasta los respectivos actuadores CT/VT (entrada del sensor) y del interruptor (I/O) .

De acuerdo con la solicitud de patente EP 1976177, en los Sistemas de Automatización de Subestaciones, el tiempo medio de reparación se reduce por medio de la reconfiguración remota y la puesta en marcha de un Dispositivo Electrónico Inteligente (IED) de reemplazo o de repuesto, dejando más horas para que el personal de mantenimiento repare un IED inactivo o defectuoso. El tiempo requerido para la reparación real es irrelevante para la disponibilidad del sistema, siempre que sea lo suficientemente corto en comparación con la tasa de fallo del IED. Por lo tanto, el IED de repuesto configurado de forma remota resulta en casi la misma disponibilidad que una configuración hotstandby, pero sin la necesidad de duplicar todos los IED esenciales - solo se necesita un IED en línea de repuesto para cada conjunto de IED del mismo tipo conectado al mismo bus de la estación y bus de proceso.

La solicitud de patente WO 2008/040263 describe un primer sistema de protección redundante con tres IED de protección principales más un IED de repuesto. Los IED principales se conectan por medio de “buses de procesos locales” dedicados y el IED de repuesto se conecta por medio de un “bus de proceso inter-bahía” a los respectivos objetos protegidos. Los buses transmiten valores analógicos y valores muestreados digitales, con tasas de muestreo posiblemente mayores en los buses de procesos locales que en el bus inter-bahía. El documento WO 2008/040263 describe además un segundo sistema de protección redundante con dos IED que actúan a su vez como IED de protección principal y auxiliar para dos objetos protegidos. La comunicación de los valores del proceso implica dos sensores distintos en el mismo alimentador, es decir un primer sensor para el IED de protección principal y un segundo sensor para el IED de protección auxiliar.

Descripción de la invención

Un objetivo de la invención es evitar que un Dispositivo Electrónico Inteligente (DEI) de un solo fallo en un Sistema de Automatización de Subestaciones (SA) perjudique el funcionamiento de una bahía de una subestación, y proporcionar un concepto de redundancia alternativo para la funcionalidad de protección por bahía. Este objetivo se consigue mediante un Sistema de Automatización de Subestaciones (SA) y la utilización... [Seguir leyendo]

1. Un sistema de Automatización de Subestaciones SA que comprende un primer y segundo Dispositivos Electrónicos Inteligentes IED (11, 21) de protección adaptados para interactuar con los sensores (12, 22) y actuadores de una primera y segunda bahías (10, 20) respectivas de una subestación de un sistema de energía eléctrica, y configurados para realizar funciones de protección (P10, P20) de la bahía (10, 20) correspondiente, comprendiendo además el sistema SA una primera interfaz de proceso (13) adaptada para conectarse a los sensores (12) y a los actuadores de la primera bahía (10) ,

caracterizado por que

el sistema SA comprende una red de comunicación SA (1) que conecta conmutativamente el primer y segundo IED de protección (11, 21) y la primera interfaz de proceso (13) , y por que

la primera interfaz de proceso (13) está adaptada para transmitir, a través de la red de comunicación (1) , mensajes de red del sensor que comprenden valores muestreados de las magnitudes del proceso medidos por los sensores (12) de la primera bahía (10) y adaptada para recibir mensajes, a través de la red de comunicación (1) , mensajes de red del actuador, mensajes que comprenden órdenes dirigidas a los actuadores de la primera bahía (10) , y por que

el segundo IED (21) está configurado para realizar una función de protección (P10) en base a un mensaje de red del sensor transmitido por, y que resulta en un mensaje de red del actuador destinado a, la primera interfaz de proceso (13) .

2. El sistema SA, de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende un tercer IED de protección (31) adaptado para interactuar con los sensores (32) y los actuadores de una tercera bahía (30) de la subestación, y configurado para realizar función de protección (P30) para la tercera bahía (30) y que comprende además una segunda interfaz de proceso (23) adaptada para conectarse a los sensores (22) y a los actuadores de la segunda bahía (20)

caracterizado por que la segunda interfaz de proceso (23) y el tercer IED (31) están conmutativamente conectados a la red de comunicación (1) , y por que el tercer IED (31) está configurado para realizar una función de protección (P20) que implica un mensaje de red transmitido por, y destinado a, la segunda interfaz de proceso (23) .

3. El sistema SA, de acuerdo con la reivindicación 2, caracterizado por que los mensajes de red del actuador comprende una identificación del actuador al que se dirige la orden.

4. El sistema SA, de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que la primera interfaz de proceso (13) es casi parcialmente idéntica al primer IED de protección (11) .

5. El sistema SA, de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que la primera interfaz de proceso (13) es un dispositivo separado que transmite mensajes de red del sensor, a través de la red de comunicación (1) , a ambos IED de protección (11, 21) .

6. El sistema SA, de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que el segundo IED de protección (21) está adicionalmente configurado para realizar, en una configuración de redundancia hot/standby, las funciones de control en nombre de la primera bahía (10) .

7. El sistema SA, de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que comprende un solo IED redundante de repuesto conectado a la red de comunicación (1) y que se adapta para configurarse con las funciones de protección (P10, P20) para cualquiera de las dos bahías.

8. Un uso de un sistema SA de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores en una subestación de tensión media o de clientes industriales.