Sistema de automatización de redes de distribución de energía PCS-9700

Resumen
PCS-9700 es un sistema de automatización para subestaciones, centrales eléctricas y plantas industriales. Integra protección, control, Ethernet, TI y comunicaciones basadas en normas internacionales. PCS-9700 es totalmente compatible con IEC 61850 y adopta una arquitectura por capas, distribuida, orientada a bahía y orientada a objetos, diseñada para fiabilidad, escalabilidad y mantenimiento sencillo. NR también ofrece soluciones para modernizar subestaciones convencionales a subestaciones digitales.

Funciones

• Adquisición y procesamiento de datos en tiempo real: la unidad de control de bahía PCS-9705 (BCU) realiza la adquisición y el procesamiento en tiempo real de las señales de bahía.
• Operaciones de control, verificación de sincronismo e interbloqueo: la PCS-9705 BCU ejecuta operaciones de control, verificación de sincronismo e interbloqueos para interruptores (CB), seccionadores (DS), puesta a tierra (ES), cambiadores de tomas de transformador, etc.
• Comunicación con el centro de control: el PCS-9799 Station Manager recopila, almacena y mapea señales de relés, unidades de medida, BCU y otros IED hacia sistemas de nivel superior como Centro de Control (CC) y Sistema de Control Distribuido (DCS). Soporta protocolos IEC 61850, IEC 60870-5-101/104, IEC 60870-5-103, Modbus y DNP3.0.
• Sincronización de reloj: el reloj sincronizado por satélite PCS-9785 proporciona sincronización temporal a toda la estación; admite redundancia dual dispositivo / dual red para mayor fiabilidad y precisión.
• Interfaces con IED de terceros: el convertidor de protocolo PCS-9794 mapea señales entre IED y SCADA local o unidades de gestión de protección; soporta IEC 60870-5-101/104, NR private 103, Modbus, IEC 61850, CDT y desarrollo de protocolos personalizados.

Software HMI PCS-9700 - Funciones básicas y avanzadas

• Funciones básicas: interfaz gráfica de usuario; control remoto para CB/DS/ES y posición de toma; alarmas en tiempo real; registro y consulta del historial de eventos; análisis topológico; tendencias; informes y estadísticas; gestión de bases de datos; gestión de permisos; gestión de primitivas gráficas.
• Funciones avanzadas: interfaz web; anti-operación errónea; control de tensión y potencia reactiva (VQC); Post Disturbance Review (PDR); retransmisión de datos al Centro de Control (CC).
• Sistema de gestión de protección: operación y gestión de relés de protección y soporte a la decisión para el análisis de fallas en la red eléctrica.

Compatibilidad
PCS-9700 es totalmente compatible con IEC 61850, ha pasado las pruebas de conformidad IEC 61850 y obtuvo la certificación Nivel A emitida por KEMA. Los IED NR soportan IEC 61850-9-2 y mensajes GOOSE a nivel de proceso. Un bus de proceso basado en fibra óptica puede sustituir el cableado convencional entre IED para reducir tiempo y coste de construcción.

Arquitectura del sistema
PCS-9700 comprende tres o cuatro niveles jerárquicos: Nivel Estación, Nivel Red, Nivel Bahía y Nivel Proceso (opcional).

• Nivel estación: el sistema HMI proporciona supervisión, control y funciones de gestión para los operadores; el diseño por componentes permite operación flexible, escalable y fiable con plug-and-play de software.
• Nivel red: soporta redes simples/dual en topologías distribuidas o en anillo; el control de equilibrio de flujo para redes duplicadas asegura redundancia y rendimiento en tiempo real; soporta protocolos estándar IEC y protocolos privados para interoperabilidad con equipos de otros fabricantes.
• Nivel bahía: las BCU, relés de protección, registradores de fallos de perturbación (DFR) y otros IED operan con estabilidad a largo plazo en entornos adversos (alta temperatura, humedad, perturbaciones electromagnéticas).
• Nivel proceso (opcional): utiliza redes de fibra óptica en lugar de cableado convencional; soporta Sampled Values (SV) y GOOSE en las soluciones de subestación digital NR.

Componentes principales del nivel proceso

• CT/VT electrónicos (ECT/EVT) para digitalizar señales de corriente/tensión y transmitirlas a IED (relés de protección, BCU, DFR, etc.).
• Merging Unit (MU) para agregar los datos digitalizados de ECT/EVT y distribuir por el bus de proceso o fibras ópticas punto a punto; soporta conexión de CT/VT convencionales.
• Circuit Breaker Controller (CBC) para adquirir datos del interruptor y transmitirlos a IED vía bus de proceso.
• Panel de control local para la instalación local y control de IED.
• Switches Ethernet para garantizar la transmisión de datos en tiempo real en el bus de proceso.

Especificaciones técnicas

• Familia de producto / modelo: PCS-9700 Automation System (incluye PCS-9705 BCU, PCS-9799 Station Manager, PCS-9785 Satellite-synchronized Clock, PCS-9794 Protocol Converter, software HMI PCS-9700).
• Conformidad normativa: compatible con IEC 61850; prueba de conformidad IEC 61850 aprobada; certificación IEC 61850 Nivel A por KEMA.
• Soporte a nivel de proceso: IEC 61850-9-2, GOOSE, Sampled Values (SV).
• Protocolos soportados: IEC 61850, IEC 60870-5-101/104, IEC 60870-5-103, Modbus, DNP3.0, protocolos privados NR y desarrollo de protocolos personalizados.
• Arquitectura de red: soporta redes simples/duales, topologías distribuidas o en anillo, control de flujo para redes duplicadas para redundancia y rendimiento en tiempo real.
• Redundancia: redundancia de sincronización de reloj (doble dispositivo doble red) y opciones de redundancia de red.
• Aplicaciones: adecuado para subestaciones Extra High Voltage (EHV), centrales eléctricas (como ECMS y NCS) y otras aplicaciones industriales.
• Componentes del bus de proceso: ECT/EVT, Merging Unit (MU), Circuit Breaker Controller (CBC), paneles de control locales, switches Ethernet.