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GE Power Management
( RESUMEN )
MMS UCA Versión 2 y Automatización de
Subestaciones
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Contenido de la Presentación

• Introducción
• Historia del Esquema de UCA
• Beneficios de MMS/UCA
• Características de MMS/UCA
• Automatización de Subestaciones

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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Beneficios de MMS/UCA

• Principales Beneficios
• Beneficios Complementarios

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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.

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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.

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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.

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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.

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Características de MMS/UCA

• Información Compartida
• Posibilidades de Conexión
• Compatibilidad
• Facilidad de Actualización

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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

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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

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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 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 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.

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Automatización de Subestaciones

• Automatización Controlada
• Controlador de Bahías

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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.

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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.

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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 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 Bahías 3
Comunicaciones

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

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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)

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