« “Podría decir que llegamos a la era moderna de los estándares de protección y comunicación de las subestaciones”. »
Dos desafíos, una solución
En el pasado, los sistemas de distribución de LG&E y KU dependían principalmente de relés electromecánicos para proteger conductores y equipos ante fallas eléctricas. Sin embargo, los relés electromecánicos no cuentan con las capacidades de comunicación ni las funciones de protección que tienen los relés modernos basados en microprocesador. Estas funciones avanzadas permiten mayores capacidades de automatización y visibilidad del sistema, dos de los objetivos principales de LG&E y KU al centralizar las operaciones de red.“Durante años, hemos brindado un servicio confiable a los clientes con este equipo antiguo”, dijo Tony Durbin, gerente de ingeniería, construcción y mantenimiento de subestaciones de distribución en LG&E. “Ahora estamos dando pasos hacia una mayor automatización para mejorar la confiabilidad y la seguridad pública”.Como parte del plan más amplio de operaciones centralizadas de red de LG&E y KU, las empresas eléctricas han estado instalando restauradores electrónicos en sus líneas de distribución desde 2017, y en 2021 implementaron exitosamente nuevos sistemas avanzados de automatización. Estos sistemas de automatización se comunican con restauradores y equipos en el campo para detectar y aislar las fallas que ocurran, lo que permite que ambas empresas eléctricas redireccionen la energía en la zona afectada y restablezcan el servicio a la mayor cantidad de clientes posibles. Para aprovechar al máximo estas capacidades, era necesario instalar relés basados en microprocesador en ubicaciones clave de los sistemas eléctricos de ambas empresas.Los equipos de LG&E, KU y SEL trabajaron en conjunto para adaptar su programa de reemplazo de relés electromecánicos con el fin de abordar dos desafíos diferentes: uno de ellos comprendía los tableros de distribución interiores dentro del área urbana de LG&E; y el otro enfocado en los interruptores exteriores en la zona rural de KU.Para LG&E, los equipos de trabajo debían modernizar las unidades terminales remotas (UTR) y reemplazar los relés en las casetas de control de subestaciones, cortando e instalando tableros a la medida que contienen los nuevos relés basados en microprocesador.La situación en el área de servicio de KU presentaba desafíos completamente diferentes.“No teníamos SCADA en gran parte del área de KU”, dijo Koller. “Es un área muy grande que abarca 77 condados, la mayoría de los cuales son rurales y tienen capacidades de comunicaciones limitadas”.En lugar de una caseta de control, los relés electromecánicos y los dispositivos de control se instalaron al aire libre, en los gabinetes de cada interruptor. Según la antigüedad y el estilo del interruptor, el equipo de trabajo debía reemplazar el interruptor completo con el paquete de relés nuevos o reemplazar solo la placa de relés dentro del gabinete de los interruptores existentes para expandir la red SCADA. “Expandir nuestras capacidades de SCADA nos da más visibilidad sobre lo que está sucediendo en estas áreas de nuestro territorio de servicio”, continuó Koller.
LG&E y KU trabajaron en estrecha colaboración con SEL para modernizar sus subestaciones, lo que permitió la comunicación de información crítica del sistema hacia su centro de control.
Estableciendo el estándar
“Tenemos un historial de confiabilidad muy sólido, por lo que nuestro enfoque en estas modernizaciones se centró firmemente en no afectar la confiabilidad para nuestros clientes de distribución”, dijo Koller. LG&E y KU ya sabían por dónde querían comenzar con su solución.“Casi todo lo que estamos haciendo involucra productos de Schweitzer”, explicó Durbin. “Eso nos hizo sentir un poco de comodidad: tener personas de la misma empresa ayudándonos a diseñar y construir”.Se necesitó crear nuevos estándares y compartirlos entre los distintos equipos para garantizar que todos estuvieran alineados.La colaboración constante entre ambos equipos resultó en una solución que cumpliría mejor con el amplio abanico de necesidades en subestaciones de LG&E y KU. En cada instalación, el sistema de protección SEL-351S operaría como protección primaria, mientras que el relé de protección de alimentador SEL-751 actuaría como respaldo. Para la protección diferencial de transformadores, se seleccionó el relé de voltaje y corriente diferencial SEL-387E, mientras que el controlador de automatización en tiempo real (RTAC) SEL-3555 realizaría funciones de automatización y operaría como la nueva UTR de la subestación, extrayendo información de los relés. Los datos recopilados serían transmitidos a través de un multiplexor Ethernet SEL ICON a lo largo de las redes SCADA nuevas y existentes de la empresa eléctrica.“El propósito de este diseño era proporcionar los datos necesarios para que los sistemas de automatización administraran una red auto-recuperable capaz de aislar zonas con fallas”, dijo Neely.Según el tamaño de la subestación, se utilizaría un gateway de seguridad Ethernet SEL-3620 o un gateway de seguridad SEL-3622 para reforzar la ciberseguridad y proporcionar acceso remoto a los ajustes y configuración.Por último, para abordar la falta de acceso de SCADA en las áreas rurales, esa misma solución sería integrada al estándar de relés y protección de KU, junto con comunicaciones celulares, para crear una conexión inalámbrica segura con el centro de control.Después de haber desarrollado una solución que pudiera ser estandarizada, el próximo paso sería programar las libranzas para modernizar los equipos sin interrumpir el servicio a los clientes de la empresa eléctrica.
Dado que los territorios de las empresas eléctricas cubren porciones significativas de Kentucky, su sistema eléctrico enfrenta una amplia variedad de condiciones meteorológicas y de demanda de carga.
Instalaciones con restricciones de tiempo
“Normalmente, programamos las libranzas en la primavera y el otoño, porque nos resulta muy difícil programarlas en el verano o el invierno”, explicó Durbin. Debido a las temperaturas extremas, la carga es alta cuando se usa el aire acondicionado o la calefacción”.Ya que no se contaba con la mitad del año para una posible programación, el equipo de SEL tenía que estar preparado para trabajar en el momento en que la empresa eléctrica pudiera cambiar de circuito a los clientes para cada libranza. Afortunadamente, el enfoque único del equipo de SEL para proyectos de modernización, utilizando tableros prefabricados listos para la instalación, facilitaba mantener la flexibilidad y adaptarse a la disponibilidad en las zonas de servicio de LG&E y KU.“Utilizamos plantillas perforadas con anterioridad que simplemente colgamos, marcamos y cortamos”, dijo Perry. “Nos ayuda a mantener todo ordenado para nuestros clientes, además de que acorta los tiempos de las libranzas, reduce los precios y mejora la calidad”.Una vez que inicia la libranza, el equipo de Perry, una cuadrilla de contratistas locales y los técnicos de las empresas eléctricas se ponen a trabajar. Durante los días de la libranza, retiran los equipos antiguos de los tableros de distribución, instalan los nuevos relés y conectan todo con un RTAC y un SEL ICON.Sin embargo, en las áreas de servicio rurales, el proceso es un poco más complicado. Para reemplazar los interruptores, a menudo se necesita excavar para instalar nuevos ductos subterráneos o verter concreto para una nueva base. Solo entonces puede instalarse el nuevo interruptor e integrarse al sistema mediante un router celular.“Lo tienen totalmente sistematizado”, dijo Koller. “Llegados a este punto, podemos iniciar la libranza el lunes por la mañana y tener todo de vuelta en servicio el viernes por la tarde”.En 2019, las empresas eléctricas y SEL se asociaron para modernizar completamente más de 130 tableros de distribución.
La era moderna
Hasta la fecha, LG&E y KU han intervenido en 495 alimentadores de distribución y 460 interruptores como parte del proyecto de modernización de subestaciones, reemplazando más de 3,800 relés electromecánicos y ampliando la cobertura SCADA en áreas rurales hasta alcanzar al 74 por ciento de sus clientes. Las empresas eléctricas ya han observado mejoras significativas en sus capacidades de automatización y en el desempeño del sistema, incluyendo una mayor visibilidad operativa y la restauración automática del servicio. Esperan lograr aún más beneficios a medida que continúan los trabajos.“He notado un cambio tremendo en la tecnología que usamos en nuestras subestaciones”, dijo Neely. “Podría decir que hemos entrado en la era moderna de los estándares de protección y comunicación para subestaciones”.Haga clic aquí para obtener más información acerca de las soluciones de modernización de SEL.