Introducción
Las subestaciones de alta tensión representan nodos estratégicos dentro del sistema eléctrico de potencia, ya que permiten la transformación de niveles de voltaje para el transporte y la distribución eficiente de la energía. Si bien los elementos de alta potencia —interruptores, transformadores de potencia, barras, seccionadores— son fundamentales para el funcionamiento de la subestación, su operación segura, automatizada y eficiente depende críticamente de otro conjunto de sistemas: los sistemas secundarios.
Los sistemas secundarios no manejan potencia directamente, pero son responsables del control, protección, medición, supervisión y automatización de todos los procesos eléctricos. Su confiabilidad y diseño son esenciales para garantizar la disponibilidad del sistema eléctrico y evitar interrupciones o daños ante eventos como fallas internas o externas.
Este artículo ofrece una visión técnica, integral y general de los sistemas secundarios en subestaciones de alta tensión, incluyendo sus funciones, componentes, esquemas de arquitectura, integración digital y tendencias futuras.
¿Qué son los sistemas secundarios?
Los sistemas secundarios comprenden todos aquellos circuitos y equipos que no transportan potencia eléctrica primaria, sino que están dedicados a:
- Protección: Detectar y aislar fallas eléctricas.
- Control: Supervisar y gobernar la operación de interruptores y seccionadores.
- Medición: Registrar variables eléctricas como corriente, voltaje, potencia, energía y frecuencia.
- Supervisión: Monitorear el estado de los equipos y condiciones del sistema.
- Automatización: Ejecutar funciones lógicas para la operación sin intervención manual.
- Comunicaciones: Transmitir información hacia centros de control o entre equipos locales.
Estos sistemas son críticos en todos los niveles de una subestación, desde el nivel de bahía hasta el nivel de supervisión remota.
Componentes principales de un sistema secundario
– Transformadores de Medida (TCs y TPs)
Los transformadores de corriente (TCs) y transformadores de potencial (TPs) permiten reducir los valores de corriente y voltaje de los sistemas de potencia a niveles seguros y compatibles con los equipos de protección y medición. Son los primeros elementos de interfaz entre el sistema primario y el sistema secundario.
- TCs: Transforman corrientes de decenas o cientos de amperios a valores estándar como 5 A o 1 A.
- TPs: Transforman voltajes de hasta 500 kV a valores estándar como 110 V o 63.5 V.
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– Relés de Protección
Los relés son el “cerebro” del sistema secundario. Analizan las señales eléctricas y, ante condiciones anormales (sobrecorriente, cortocircuito, falla a tierra), ordenan la apertura de interruptores para aislar la falla.
Hoy en día, la mayoría de las subestaciones utilizan relés digitales multifunción, también denominados IED (Intelligent Electronic Device) que integran múltiples funciones de protecciones (distancia, diferencial, sobrecorriente, etc.) en un solo equipo, con capacidades de autodiagnóstico, registro de eventos, sincronización horaria y comunicación por protocolos estándar (IEC 61850, DNP3, Modbus, etc.).
– Sistemas de Control y Automatización (SAS)
Los Sistemas de Automatización de Subestaciones (SAS) integran funciones de control, supervisión y protección en una arquitectura digital. Utilizan los dispositivos inteligentes (IEDs) interconectados mediante redes de comunicación, reemplazando al cableado tradicional de señales por redes Ethernet industriales.
Funciones típicas:
- Control local/remoto de interruptores y seccionadores.
- Automatización de transferencias de carga.
- Alarmas y notificaciones en tiempo real.
- Secuencias automáticas de reconexión o apertura.
– SCADA y HMI
El SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) es la plataforma que permite operar y visualizar la subestación desde un centro de control o desde una interfaz local (HMI). Recoge datos de campo, los presenta gráficamente y permite emitir comandos de operación.
Los SCADA modernos están integrados con bases de datos, software de análisis de fallas, sistemas de gestión energética y sistemas de mantenimiento predictivo.
– Comunicaciones
Las redes de comunicación permiten la integración de todos los dispositivos del sistema secundario. Se utilizan tanto para fines de operación interna como para la interacción con el centro de control.
Protocolos comunes:
- IEC 61850: Estándar para automatización de subestaciones, con comunicación horizontal (GOOSE, Sampled Values) y vertical (cliente-servidor). El estándar IEC 61850 es exclusivamente para sistemas eléctricos y aplica para las subestaciones eléctricas, es el más nuevo en comparación con los otros protocolos y el que se utiliza para el desarrollo de los proyectos eléctricos.
- DNP3: (Distributed Network Protocol) es un protocolo de comunicación usado en sistemas SCADA para automatizar redes eléctricas y otras infraestructuras críticas. Permite la transmisión eficiente y segura de datos entre dispositivos maestros y remotos. Su versión más común, DNP3, ofrece alta confiabilidad, manejo de eventos y operación en redes con baja calidad.
- Modbus: es un protocolo de comunicación industrial utilizado para transmitir datos entre dispositivos electrónicos. Funciona en arquitecturas maestro-esclavo, permitiendo que un controlador (maestro) solicite información a sensores, actuadores o dispositivos (esclavos). Es simple, abierto y ampliamente utilizado en automatización, especialmente en sistemas SCADA y control de procesos.
Arquitectura típica de un sistema secundario
– Niveles funcionales
El sistema secundario de una subestación se puede dividir en tres niveles:
- Nivel de proceso: Incluye TCs, TPs, sensores, actuadores, interruptores y los dispositivos de interfaz (módulos de entrada/salida, merging units).
- Nivel de bahía: Compuesto por IEDs que realizan funciones de protección y control para cada celda o bahía, también aquí encontramos medidores de energía y facturación.
- Nivel de estación: Involucra el sistema SCADA, el servidor de automatización, gateways de comunicación y el HMI principal.
– Interconexión entre niveles
Gracias al uso de redes de comunicación (con topologías como anillos redundantes), los tres niveles se integran en tiempo real, reduciendo tiempos de actuación, mejorando la flexibilidad del diseño y facilitando el mantenimiento.
– Servicios auxiliares: soporte del sistema secundario
El correcto funcionamiento del sistema secundario depende también de una serie de subsistemas auxiliares:
- Sistemas de energía auxiliar: Incluyen bancos de baterías, cargadores y tableros de distribución para mantener operativos los equipos ante cortes de energía.
- Climatización y control ambiental: Para mantener condiciones adecuadas en tableros eléctricos y salas de control.
- Sistemas de sincronización horaria (NTP, IRIG-B, GPS): Garantizan registros coherentes de eventos en todos los IEDs.
- Sistema de detección de intrusos, CCTV y control de acceso: Especialmente en subestaciones no atendidas.
Digitalización y tendencias en sistemas secundarios
– Subestaciones Digitales
Las subestaciones digitales representan una evolución en el diseño del sistema secundario. En lugar de usar señales analógicas y contactos cableados desde los transformadores de corriente y potencial, toda la información se transmite de forma digital mediante protocolos estandarizados.
Beneficios:
- Reducción de cableado de cobre.
- Mayor flexibilidad y facilidad de expansión.
- Mejora en el diagnóstico y mantenimiento remoto.
- Sincronización precisa entre dispositivos.
Tecnologías clave:
- Merging Units (MU): Convierten señales analógicas en flujos digitales Sampled Values.
- GOOSE Messaging: Mensajes de protección directa en milisegundos.
- Process Bus: Reemplaza el cableado convencional entre el nivel de proceso y el de bahía.
– Ciberseguridad
Con la digitalización, el sistema secundario queda expuesto a nuevas amenazas cibernéticas. Por ello, se implementan medidas como:
- Segmentación de redes.
- Firewalls industriales.
- Autenticación y cifrado de datos.
- Monitorización de tráfico en tiempo real.
– Inteligencia Artificial y Análisis Predictivo
Los sistemas SCADA avanzados y plataformas de mantenimiento predictivo incorporan algoritmos de IA y machine learning para:
- Detectar anomalías en el comportamiento de los equipos.
- Predecir fallas incipientes.
- Optimizar el mantenimiento basado en condición.
- Reducir el tiempo medio de reparación (MTTR).
Retos en el diseño y operación de sistemas secundarios
A pesar de sus múltiples beneficios, los sistemas secundarios presentan diversos retos:
- Complejidad en la integración de diferentes tecnologías y protocolos.
- Interoperabilidad entre equipos de diferentes fabricantes.
- Formación del personal para operar sistemas digitales avanzados.
- Gestión de versiones y firmware de los IEDs.
- Pruebas de aceptación y mantenimiento preventivo en entornos con alto nivel de automatización.
Los sistemas secundarios son el corazón de la protección, supervisión y operación segura de una subestación de alta tensión. Su evolución hacia arquitecturas digitales, integradas y automatizadas ha transformado la manera en que operamos y mantenemos las redes eléctricas.
A medida que las subestaciones se convierten en nodos inteligentes dentro de las redes eléctricas modernas, los sistemas secundarios seguirán ganando relevancia, incorporando tecnologías de análisis avanzado, comunicaciones en tiempo real, ciberseguridad y mayor resiliencia frente a fallas.
El diseño cuidadoso, la implementación estandarizada y el mantenimiento eficiente de estos sistemas no solo permiten una mayor disponibilidad de las instalaciones, sino que también abren la puerta a una red eléctrica más flexible, sostenible y preparada para los desafíos del futuro energético.
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Mas adelante, en los próximos artículos, iremos desarrollando cada uno de los aspectos revisados de forma más detallada y en profundidad para ampliar aún más el concepto de los sistemas secundarios de las subestaciones eléctricas de alta tensión.
