MMS UCA Versión 2 y Automatización de Subestaciones

1. g GE Power Management ( RESUMEN ) MMS UCA Versión 2 y Automatización de Subestaciones

2. Contenido de la Presentación • Introducción • Historia del Esquema de UCA • Beneficios de MMS/UCA • Características de MMS/UCA • Automatización de Subestaciones

3. Introducción 1 • 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.

4. Introducción 2 • 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.

5. Historia del Esquema 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.

6. Historia del Esquema 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.

7. Historia del Esquema 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.

8. Historia del Esquema 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.

9. Beneficios de MMS/UCA • Principales Beneficios • Beneficios Complementarios

10. Principales 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.

11. Principales 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.

12. Beneficios 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.

13. Beneficios 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.

14. Características de MMS/UCA • Información Compartida • Posibilidades de Conexión • Compatibilidad • Facilidad de Actualización

15. Información Compartida 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: • Oficinas Administrativas • Plantas de Potencia • Centros de Control • Equipamiento de Automa-tización de Distribución • Subestaciones • Customer Sites

16. Posibilidades de Conexión • 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

17. 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.

18. 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.

19. Facilidad de Actualización • 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.

20. Automatización de Subestaciones • Automatización Controlada • Controlador de Bahías

21. Automatización 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.

22. Automatización 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.

23. 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.

24. Controlador de Bahías 2 Características: • Funcionalidad del RTU • Medición • Datos de Mantenimiento • DFR • Display de estado por LCD • Control y Monitoreo Local • Protección

25. Controlador de Bahías 3 Comunicaciones: • El Controlador de Bahía se comunica serialmente o por la LAN de la Subestación

26. Controlador de 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)

27. g GE Power Management ( FIN ) MMS UCA Versión 2 y Automatización de Subestaciones