GE Power Management UCA / Automatizaciòn 1 de 27 MMS UCA Versión 2 y Automatización de Subestaciones g GE Power Management ( RESUMEN )

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1 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 1 de 27 MMS UCA Versión 2 y Automatización de Subestaciones g GE Power Management ( RESUMEN )

2 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 2 de 27 Contenido de la Presentación Introducción Historia del Esquema de UCA Beneficios de MMS/UCA Características de MMS/UCA Automatización de Subestaciones

3 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 3 de 27 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

4 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 4 de 27 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

5 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 5 de 27 Historia del Esquema UCA 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 6 de 27 Historia del Esquema UCA 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 7 de 27 Historia del Esquema UCA 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 8 de 27 Historia del Esquema UCA 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 9 de 27 Beneficios de MMS/UCA Principales Beneficios Beneficios Complementarios

10 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 10 de 27 Principales Beneficios 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 11 de 27 Principales Beneficios 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 12 de 27 Beneficios Complementarios 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 13 de 27 Beneficios Complementarios 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 14 de 27 Características de MMS/UCA Información Compartida Posibilidades de Conexión Compatibilidad Facilidad de Actualización

15 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 15 de 27 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: Equipamiento de Automa-tización de Distribución Subestaciones Customer Sites Oficinas Administrativas Plantas de Potencia Centros de Control

16 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 16 de 27 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 17 de 27 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.

18 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 18 de 27 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.

19 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 19 de 27 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 20 de 27 Automatización de Subestaciones Automatización Controlada Controlador de Bahías

21 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 21 de 27 Automatización Controlada 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 22 de 27 Automatización Controlada 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 23 de 27 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.

24 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 24 de 27 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

25 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 25 de 27 Controlador de Bahías Controlador de Bahías 3 Comunicaciones: El Controlador de Bahía se comunica serialmente o por la LAN de la Subestación

26 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 26 de 27 Controlador de Bahías 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 GE Power Management UCA / Automatizaciòn 27 de 27 g MMS UCA Versión 2 y Automatización de Subestaciones GE Power Management ( FIN )