Cuando la teoría y la práctica forman parte del aprendizaje

La empresa nacional 6A, en conjunto con el Departamento de Eléctrica de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), desarrollaron una actividad educativa para presentar en el campo práctico los Sistemas automaticos de subestaciones (SAS).

Sipco

Esta actividad, que comenzó a realizarse a mediados de septiembre, ha servido para que los estudiantes de la carrera de Ingeniería Eléctrica observen en terreno los diversos equipamientos y procedimientos que forman parte de los ensayos de pre-recepción de un Sistema de Protección y Control de una subestación eléctrica de un parque fotovoltaico. Para conocer un poco más sobre esta iniciativa y las tecnologías utilizadas en el proyecto, Megavatios conversó con Juan Pablo López, gerente general de 6A.

* ¿Qué impresiones les ha dejado esta experiencia con los alumnos de la UTN?

La sensación ha sido de satisfacción. Si bien en un principio sentíamos un poco de presión, porque queríamos que los alumnos se llevaran algo distinto a lo que aprenden en clases, finalmente quedamos muy contentos y con ganas de volver a repetir esta experiencia.

* ¿Por qué hay tanta diferencia entre lo que se enseña en el campo práctico que en la facultad?

Primero, porque en la práctica el ver, tocar y estar presente (en este caso en nuestro laboratorio) les genera una visión “real” de lo que pudieran haber imaginado desde la visualización en un pizarrón dentro de un aula. Y segundo, quienes están con los alumnos en este tipo de ensayos no son profesores, por lo cual explican desde una perspectiva diferente.

Alumnos

Entrando en el sistema

En las Estaciones Transformadoras (ET) de hoy en día, según nos cuenta Juan Pablo López, se utilizan una serie de equipamientos basados en tecnología digital para las funciones de protección, control y medida, cuya particularidad fundamental es que son capaces de intercambiar señales, medidas y órdenes entre sí en redes de comunicación, que tienen la capacidad de comunicarse con otras redes internas o externas, tienen la capacidad de comunicarse con otras redes internas o externas, SCADA y Telemandos que permiten la supervisión y control de la ET en forma remota.

“Un SAS, está compuesto de todo el equipo electrónico necesario para controlar, supervisar y proteger de forma permanente una ET (Transformadores, Líneas, Capacitores, etc.)”, afirma López.

Equipos

* ¿Qué componentes lo conforman?

Los sistemas están conformados por varias partes, equipos de protección y control (IEDs), Gateway, Switch y servidores, entre otros. Dispuestos en armarios acordes para su aplicación.

Los IEDs o Dispositivos Electrónicos Inteligentes son las protecciones de hoy en día con funcionalidad de control, medida, alarmas, etc., mientras que al referirnos al Switch estamos hablando de un elemento concentrador. Los Gateway cumplen la función de Unidad de Control de Subestación. Todo comunicado a través de una red Ethernet y en 61850.

Por último, en el servidor funciona un sistema SCADA para el control local de las instalaciones. Esta computadora soporta la base de datos histórica de todo el sistema; la UCS va descargando en él la información recogida o generada por los IEDs.

Se debe tener en cuenta que todo esto está conformado por una red Ethernet, que une cada elemento a través de fibra óptica o cable UTP utilizando el protocolo 61850.

Avances y efectividad

Un SAS ofrecido desde una Pyme, es importante ya que ante cualquier incidente eléctrico en una instalación la respuesta puede ser “sumamente rápida”.
Teniendo en cuenta la importancia del sistema, se han desarrollado una serie de avances que lo tornan aún más efectivo. “Todos los elementos del SAS tuvieron avances tecnológicos, aunque sin duda los IEDs son los que más han avanzado al incorporar cada vez más funciones”, asegura Juan Pablo.

* ¿Por qué creen que es necesarioun SAS?

El Sistema de Protección y Control es necesario para proteger el equipamiento eléctrico de la ET y despejar fallas rápidamente, como también para poder maniobrar la estación transformadora de manera local y/o remota.

Practicas

Ahora bien, un SAS tiene una serie de ventajas, como por ejemplo las instalacio- nes, que ocupan un espacio más reducido, solucionando los problemas de “escasez de espacio” y reduciendo la obra civil. También la respuesta ante cualquier incidente ocu- rrido en la instalación es mucho más rápida, al tener concentrada en la misma pantalla no sólo la información de los estados de los interruptores sino el resto de parámetros eléctricos a tener en cuenta en la maniobra de normalización del servicio.

Sistemas

*¿Cuánto tarda el sistema en detectar una posible falla?

Un SAS, como el mencionado, utiliza es- tándar IEC 61850. Este estándar implica que el equipamiento esté preparado para enviar señales entre sí en pocos milisegundos.

*¿Qué tipo de tecnología utilizan en su sistema de protección y control de parque fotovoltaico?

Actualmente, para las funciones de medida, protección y control se emplea tecnología digital. Tanto la UCS como los IEDs son de última generación con estándar IEC 61850 edición 2.

*¿Cuáles ventajas ofrecen en relación al resto de las empresas que realizan la misma actividad?

Todo esto, lo brindamos desde una pyme como 6A, que ofrece al mercado una ver- satilidad en plazos de entrega, combinación de equipamiento de distintas marcas, así como también una baja sustancial en el precio de la solución.

Cuando las multinacionales intentan forzar a dar paquetes cerrados de soluciones enlatadas, desde una pyme damos soluciones customizadas, multimarca y con la coexistencia del nuevo estándar IEC 61850 con protocolos tradicionales (DNP3.0, IEC 103, MODBUS, etc.).

Desde 6A no solo hacemos lo que nos gusta, sino que somos la primera empresa local en poder hacer un SAS.

Más información: www.6Aingenieria.com.ar

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