Análisis de la norma IEC 61850, Parte 5: La inversión

La creciente demanda, la integración en expansión de energías renovables basadas en inversores, los ataques cibernéticos continuos y una infraestructura saturada: las presiones que enfrenta hoy la industria de potencia eléctrica en Estados Unidos guardan cierta similitud con las de hace una generación.

Modernización: Un tema recurrente

Los primeros años de la década del 2000 también fueron algo vertiginosos. A lo largo del país, las empresas de servicios públicos de propiedad privada (IOU, del inglés Investor-Owned Utilities) estaban inmersas en un proceso de reestructuración y reorganización debido a fusiones y adquisiciones que siguieron a la desregulación de los años 90. Las IOU, junto con las entidades de energía pública, también se vieron afectadas por la aplicación de estándares de confiabilidad de NERC. Además, los empleados con antigüedad habían comenzado a jubilarse.

En la tranquila y lenta industria de la energía eléctrica, las fusiones y adquisiciones, NERC y las jubilaciones llegaron como un asteroide cuyo impacto cambió el entorno empresarial de la noche a la mañana. Esa época marcó un punto de inflexión en el que las iniciativas de modernización comenzaron a desarrollarse de verdad. Las empresas de servicios públicos destinaron inversiones reales a la automatización para evitar quedarse atrás.

La automatización de subestaciones realmente despegó. Paneles completos de relés electromecánicos se tiraban habitualmente a los contenedores de basura a medida que sus reemplazos basados en microprocesadores se ponían rápidamente en servicio. Los relés informatizados cambiaron las reglas del juego para los ingenieros de protección, quienes podían analizar grandes volúmenes de datos proporcionados por los dispositivos para obtener información sobre el sistema de potencia y tomar decisiones rápidamente. Además, los nuevos relés multifunción intercambiaban señales digitales en una hazaña de comunicación automatizada, habilitada por los protocolos DNP3, Modbus y TCP/IP. Sin embargo, la aplicación de los protocolos necesarios era un asunto propietario, donde todo estaba bien mientras se estandarizara en la plataforma de un solo proveedor (aunque se podía elegir un segundo proveedor para esquemas de respaldo). La aplicación de IEC 61850 (61850), con sus modelos de datos y protocolos uniformes, fue (y sigue siendo) una alternativa neutral respecto al proveedor para la automatización de subestaciones, que promueve la interoperabilidad entre dispositivos de diferentes fabricantes en las redes de subestaciones.

No hay mejor momento que el presente

Esta serie especial de cinco partes, «Análisis de la norma IEC 61850», surgió esencialmente para preguntarse por qué 61850 no se ha adoptado más ampliamente en Estados Unidos de lo que cabría esperar en este momento, cuando pareciera que la modernización de las instalaciones eléctricas y la expansión general de la infraestructura eléctrica no pueden avanzar lo suficientemente rápido.

En la actualidad, las actualizaciones de infraestructura son históricamente costosas y complicadas. La implementación de la automatización de subestaciones basada en 61850 puede reducir en gran medida el tiempo en el sitio, lo que a su vez permite liberar recursos para abordar más rápidamente los retrasos en construcción y mantenimiento. Las conexiones Ethernet que conectan dispositivos electrónicos inteligentes (IED) en línea son más simples y mucho menos numerosas que las terminaciones cableadas entre dispositivos en los sistemas de automatización convencionales. Dado que las aplicaciones 61850 pueden preconfigurarse en un laboratorio diseñado para simular el entorno de una subestación, las operaciones en el sitio pueden prácticamente reducirse a conectar y usar.

Además, la tecnología que soporta las aplicaciones 61850 permite la monitorización e intervenciones remotas. El tiempo ahorrado en sitio y las eficiencias operativas internas en general pueden traducirse en ahorros significativos, y, además, las comunicaciones multidifusión basadas en IEC 61850 hacen que las subestaciones sean más inteligentes, colocando a las empresas en una mejor posición para futuras actualizaciones y expansiones, que además resultan más fáciles y económicas.

Entonces, ¿cuál es el problema? ¿Por qué las empresas evitarían la automatización avanzada de subestaciones basada en IEC 61850, a pesar de las ventajas críticas que la adopción de la serie de normas puede generar justo en el momento en que más se necesitan?

Asuntos pendientes

Por un lado, implementar iniciativas de modernización en operaciones que ya tienen mucha actividad es complicado. Cualquier interrupción que surja —entregables de proveedores prometidos en exceso, reasignación de recursos, presupuestos insuficientes— pone en riesgo el progreso. La complejidad técnica tampoco ayuda.

Cambiar el paradigma de automatización de subestaciones se topa con complejidades que se intensifican a medida que se integra más la protección y el control (P&C). Los ingenieros de protección de distintos tipos tienen sus propias filosofías y métodos, al igual que los técnicos y los fabricantes de relés. Los diseños de sistemas de protección existentes, no estándares, las metodologías de prueba y los conceptos novedosos son difíciles de trasladar a equivalentes virtuales que funcionen correctamente en las redes de subestaciones. Razones como estas explican los avances intermitentes en la reingeniería de la protección y el control (P&C) para el mundo digital, que se extienden durante años.

En este contexto, adoptar IEC 61850 probablemente no alivie la complejidad ni acelere los procesos; más bien, podría simplemente cambiar un conjunto de complicaciones por otro, en un camino donde se avanza muy poco.

Un esfuerzo de análisis profundo

Pero supongamos que IEC 61850 se está aplicando para la automatización de protección y control, no en una integración heredada, sino en una subestación completamente nueva. Aún así, existen complejidades particulares que influyen en el esfuerzo de implementación. Las características del sistema de potencia y de la carga, las funciones y las capacidades nominales de los componentes individuales… todas estas y muchas otras variables deben considerarse en el diseño del sistema.

61850 no es magia; no hay trucos ni atajos. Se requiere mucho trabajo por parte de ingenieros, técnicos, especialistas en redes —así como de contratistas, consultores y proveedores— para interpretar la serie de normas y desplegar las piezas y componentes de arquitecturas viables. Estos recursos deben comprender la teoría de protección y control (P&C), las redes de subestaciones y los sistemas de hardware y software que admiten los protocolos 61850.

Puntos extra para quienes entienden los datos y saben cómo activar procesos y procedimientos que estén estandarizados y que generen datos igualmente estandarizados. 61850, por supuesto, fomenta la estandarización, pero establecer procesos que aseguren la consistencia en el desarrollo de ajustes de protección y configuración de los IED, así como el control de versiones, puede resultar todo un desafío. Las inconsistencias de este tipo en el mundo digital —que depende completamente de datos precisos— detendrán la configuración de los IED, la resolución de problemas y el mantenimiento rutinario en cada ocasión.

La adopción de IEC 61850 requiere personal capacitado, cuya formación les prepare para colaborar eficazmente sobre las distintas partes de la norma y desplegar aplicaciones prácticas basadas en ellas. El factor humano influye en el éxito o fracaso de la adopción de IEC 61850 al menos tanto como los aspectos técnicos incluidos en la propia norma. Las empresas podrían estancarse en la encrucijada de decidir si capacitan al personal existente o contratan nuevos empleados. Encontrar recursos calificados para conformar el equipo de implementación de IEC 61850 puede ser un desafío, independientemente de la vía que se elija.

Una cuestión de confianza

Supongamos ahora que se cuenta con personal que posee los conocimientos y habilidades requeridos, que la estandarización se ha implementado de manera efectiva, que las infraestructuras de red están a la altura de la tarea, y que los IED y otros equipos, junto con los productos de software asociados, están instalados. Aún así, en lo que respecta al 61850, podrían surgir puntos de falla.

Las arquitecturas de subestaciones basadas en 61850 se basan en paquetes de transmisión de datos sincronizados con precisión y estructurados correctamente, que fluyen entre dispositivos de red en una especie de diálogo algorítmico de alta velocidad. La latencia compromete los paquetes GOOSE y de valores muestreados que los IED procesan en el funcionamiento de estas comunicaciones. Además de los problemas de sincronización, hay otras preocupaciones.

Los trabajadores podrían estar, literal y figurativamente, a ciegas al restaurar una subestación después de un evento, intentando identificar problemas de interoperabilidad, anomalías de red y errores del sistema, además de distinguir los aspectos relacionados con las subestaciones digitales de las condiciones del sistema de potencia. ¿Qué tan capaces serán de identificar y resolver los problemas? ¿Cómo pueden saber si un IED, una unidad de fusión, un conmutador de red u otro equipo, como un cable, está defectuoso? ¿Serían los archivos de configuración de los IED que utilicen en ese momento los correctos?

La visión general

La automatización avanzada de subestaciones desempeñará un papel central en esta última fase de modernización del sistema de potencia en Estados Unidos, un papel para el cual fue concebida la IEC 61850. Durante años, la aplicación de la norma ha generado beneficios tangibles para las empresas de servicios públicos y otros operadores y propietarios de sistemas eléctricos en todo el mundo. Mientras tanto, en el mercado estadounidense, ha surgido una serie de herramientas probadas en la industria, cursos de capacitación especializados y servicios de asesoramiento con amplia experiencia.

Hoy en día, las empresas, tanto locales como internacionales, cuentan con numerosos recursos comerciales listos para ayudarlas a manejar todos los detalles de la implementación de IEC 61850. Tanto si se plantea adoptar el compendio de normas de forma parcial como total, recurrir a la experiencia de los socios puede evitar que los retos de estos tiempos sin precedentes se conviertan en obstáculos insuperables.

Invertir en el desarrollo continuo de las habilidades de la fuerza laboral y disponer de un espacio físico de trabajo, un laboratorio equipado con las herramientas adecuadas para la tarea, puede fomentar la colaboración entre departamentos. En cierto sentido, la comunicación y el intercambio de información que se dan en el factor humano contribuyen enormemente a que los sistemas de automatización de subestaciones hagan lo mismo en el entorno virtual: operaciones más inteligentes, integradas y sostenibles se correlacionan con una automatización avanzada de subestaciones basada en IEC 61850 que presenta esas mismas características. En última instancia, priorizar el capital humano orientará las acciones necesarias para generar retornos sobre la inversión en IEC 61850.

Información adicional:

• Publicado originalmente en el boletín The Relay™. Suscríbase en LinkedIn.
• Conozca las Soluciones de Pruebas de Protección de Doble
• Análisis de la norma IEC 61850, Parte 1: El técnico de relés
• Análisis de la norma IEC 61850, Parte 2: El ingeniero de protección
• Análisis de la norma IEC 61850, Parte 3: El laboratorio
• Análisis de la norma IEC 61850, Parte 4: El impacto de la seguridad cibernética

Un agradecimiento especial a Marcos Velazquez Lechuga y a Pete Newell de Doble Engineering por ayudarme con este blog.