GE Power Management UCA / Automatizaciòn

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MMS UCA Versión 2 y Automatización de Subestaciones

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( RESUMEN )

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Contenido de la Contenido de la PresentaciónPresentación

Introducción

Historia del Esquema de UCA

Beneficios de MMS/UCA

Características de MMS/UCA

Automatización de Subestaciones

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La Arquitectura de Comunicaciones para Empresas de Servicios (UCA) es un enfoque basado en estándares para la comunicación de servicios que brinda una integración a gran escala con costos reducidos.

UCA Versión 2 incorpora una familia de protocolos básicos de comunicaciones, e incluye modelos de objetos detallados estandarizados que se auto describen y son independientes del fabricante.

Introducción Introducción 1

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Dentro de UCA, todas las aplicaciones de control y de adquisición de datos en tiempo real emplean la Especificación de Mensajes para Manufacturas (MMS) la cual brinda un formato de mensaje común para los servicios a las aplicaciones.

La interfaz de estándar abierto de MMS/UCA brinda una forma eficaz de automatizar las subestaciones eléctricas en sus respuestas a los requerimientos de detección de fallas y a la restauración a una falla.

Introducción Introducción 2

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Historia del Esquema Historia del Esquema UCA UCA 1

Antes de la iniciativa UCA, las empresas eléctricas generalmente aplicaban los avances en la tecnología de computadoras y de telecomunicaciones para desarrollar sistemas de información optimizados a diversas plataformas específicas propietarias.

Estos sistemas aislados de información volvían la comunicación entre las plataformas, difícil, compleja y costosa.

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Historia del Esquema Historia del Esquema UCA UCA 2

La integración de estas plataformas se volvían más problemáticas a medida que se expandían las necesidades de los sistemas de comunicacion dentro de una empresa eléctrica.

Como respuesta, Electric Power Research Institute (EPRI) iniciaba el programa de la Comunicación Integrada de Servicios (IUC) para promover y facilitar la interoperatibilidad entre los sistemas de cómputo suministrados a la industria eléctrica.

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Historia del Esquema Historia del Esquema UCA UCA 3

En 1988 bajo el programa IUC, el proyecto UCA lanzó una arquitectura de comunicaciones estándar lo que originó UCA Versión 1.0, para copar las necesidades de la industria eléctrica.

Durante el análisis de UCA Versión 1, se adoptó el estándar MMS para aplicaciones de control y adquisición en tiempo real.

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Historia del Esquema Historia del Esquema UCA UCA 4

Dada la amplia generalidad de MMS sin importar los dispositivos de campo, la adopción de la industria del UCA Versión 1 fue limitada, ocasionando una falta de interoperatividad adecuada.

En respuesta, EPRI auspició el MMS Forum para desarrollar una mayor especificación para el UCA.

En 1997, se lanzó UCA Versión 2, la cual especifica completamente la estructura detallada de interoperatividad para los dispositivos de campo de las empresas eléctricas.

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Beneficios de MMS/UCABeneficios de MMS/UCA

Principales Beneficios

Beneficios Complementarios

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Principales Principales Beneficios Beneficios 1

UCA Versión 2, llamado UCA 2, expandió enormemente la versatilidad de UCA al incluir la capacidad de Internet y especificando un estándar de interface común para las empresas eléctricas, de gas y de agua.

UCA 2 brinda una interface a los productos de diferentes fabricantes, y asegura la disponibilidad de los equipos de diferentes fuentes.

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Principales Principales Beneficios Beneficios 2

UCA 2 reduce los costos de integración y permite la selección de las mejores combinaciones entre los medios y el enlace.

Con UCA 2, una empresa eléctrica no necesita pagar interfaces especiales de comunicación o gateways cada vez que se conecta un nuevo equipo a una red de datos existente, cada vez que se desee expandir el equipamiento propietario de un solo fabricante.

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Beneficios Beneficios Complementarios Complementarios 1

La disponibilidad de datos en tiempo real mejora las decisiones operativas y de negocios.

Se pueden combinar diferentes medios de área local o extendida con poca o ninguna modificación.

Se reducen los costos y los tiempos de implementación de sistemas debido a que existen modelos estandarizados de dispositivos eléctricos.

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Beneficios Beneficios Complementarios Complementarios 2

Se pueden incorporar las futuras innovaciones en las comunicaciones de las empresas eléctricas y los fabricantes manteniendo las implementaciones existentes.

UCA brinda las capacidades de permitir un acceso seguro de empresas eléctricas “externas” a sistemas (y clientes) específicos, a la vez que los mantiene aislados de los detalles de las infraestructuras de la red y de los dispositivos.

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Características de Características de MMS/UCAMMS/UCA

Información Compartida

Posibilidades de Conexión

Compatibilidad

Facilidad de Actualización

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Información Información CompartidaCompartida

UCA Versión 2 permite que una gran variedad de Sistemas de Control y de Información de Empresas Eléctricas compartan los Datos transparentemente.Es posible la comunicación en Tiempo Real entre:

Equipamiento de Automa-tización de Distribución

Subestaciones Customer Sites

Oficinas Administrativas

Plantas de Potencia

Centros de Control

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Posibilidades de Posibilidades de ConexiónConexión

Sistemas de Adquisición de Datos y Supervisión de Control (SCADA)

Unidades Terminales Remotas (RTUs) Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs) Dispositivos de Automatización de

Subestaciones Sistemas de Administración de Energía (EMSs)

de redes de centros de control Equipamiento de servicios de Energía en las

fábricas de los clientes

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Compatibilidad Compatibilidad 1

Con otros estándares de comunicaciones reconocidos internacionalmente, incluyendo: MMS, el lenguaje de UCA para comunicar el

estado, el control y datos técnicos en tiempo real.

Servicios de Integración de Bases de Datos (DAIS™) para el acceso de bases de datos heterogéneas.

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Compatibilidad Compatibilidad 2

El Protocolo de Comunicaciones Entre Centros de Control (ICCP) para el enlace de centros de control con plantas de poder y la Subestación SCADA maestra.

Ethernet

TCP/IP

Control de Enlace de Datos Asíncronos (ADLC) desarrollado por el Instituto de Investigación del Gas.

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Facilidad de Facilidad de ActualizaciónActualización

Los Dispositivos se pueden actualizar para brindar mayor información de la que estaban diseñados para entregar inicialmente.

Los Data Sets (conjuntos de datos) se pueden definir con anticipación para mejorar la velocidad de comunicación.

Las convenciones estándares de nombres permiten un rápido reconocimiento del nuevo equipamiento al conectarse.

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Automatización de Automatización de SubestacionesSubestaciones

Automatización Controlada

Controlador de Bahías

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Automatización Automatización Controlada Controlada 1

Para soluciones llave en mano de administración de potencia.

Interfaces de red estándares para reducir el cableado, una rápida instalación, configuración y comisiona-miento más rápidos.

Integración eficaz de IEDs.

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Automatización Automatización Controlada Controlada 2

Un solo programa de configuración para todo el Sistema.

Software actualizable, que reduce la obsolescencia.

Eliminación de la necesidad de conversiones de protocolo.

Crecimiento escalable de sistemas simples a complejos.

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Controlador de Bahías Controlador de Bahías 1

Un Relé de Protección que ha sido transformado en un RTU responsable de brindar la Interface primaria al SCADA y Protección de Respaldo para un Dispositivo.

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Controlador de Bahías Controlador de Bahías 2

Características:

Funcionalidad del RTU

Medición

Datos de Mantenimiento

DFR

Display de estado por LCD

Control y Monitoreo Local

Protección

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Controlador de Controlador de Bahías Bahías 3

Comunicaciones:

El Controlador de Bahía se comunica serialmente o por la LAN de la Subestación

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Controlador de Controlador de Bahías Bahías 4

Tipos de Protección con Rol Primario o de Respaldo:

Sobrecorriente direccional instantánea o temporizada

Sobretensión o Mínima Tensión

Recierre

Falla del Interruptor

Protección diferencial de barras (con un grupo de controladores de bahía)

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