Papers y notas de aplicación

 

  1. Nuevos requisitos para bus de proceso
  2. Improvements in line differential relays_pac_2018
  3. Proteção diferencial de barras: requisitos e testes de validação
  4. Implementación y pruebas de un relé de distancia subciclo
  5. Sub-cycle distance protection: design, testing and real operation
  6. Ct saturation and its influence on protective relays
  7. The digital substation, an imminent reality
  8. Improvements in the operation of a distance relay during resistive faults
  9. Inrush currents and their effect on protective relays
  10. Application of zero-sequence filter on transformer differential protection
  11. IEC 61850 9-2 process bus implementation on ieds
  12. Cyber security applied to p&c ieds.pdf
  13. Medium voltage network control centre functionalities to enable and exploit active demand
  14. New functions included in line differential relays
  15. Implementing the smartgrid in mv/lv distribution
  16. Advanced tap changer control of parallel transformers based on iec 61850 goose service
  17. Modelo de seguridad cia para la smartgrid
  18. Dynamic characteristics in distance protection
  19. Nuevas funciones incluidas en protecciones diferenciales de línea
  20. Influencia del filtro homopolar en la protección de transformador
  21. Architecture and functional specifications of distribution and transmission control systems to enable and exploit active demand
  22. Making the smart grid real, a case study
  23. IEC 61850: multivendor substation with station and process bus
  24. Integrated solution for the smartgrid
  25. Advanced sensors for the smartgrid: how to deal with existing switchgear in secondary substations
  26. Quasi-synchronous noise interference cancellation techniques applied in low voltage plc
  27. Field techniques to overcome aggressive noise situations in plc networks
  28. Strategies for plc signal injection in electricity distribution grid transformers
  29. Enabling smartgrid communications over mv lines lan/wan design for reliability and operability
  30. Implementación de la smartgrid en redes de distribución existentes
  31. Guía breve para el diseño e ingeniería de redes ethernet en subestaciones eléctricas
  32. Communication architecture for ip-based substation applications
  33. Enabling smartgrid communications over mv lines lan/wan design for reliability and operability
  34. Making smart metering rea. Deploying prime based networks
  35. Mugielec: a comprehensive approach to ev recharge infrastructure
  36. New requirements and application of communications for microgrids’ protection
  37. Nuevas unidades incorporadas en protecciones diferenciales
  38. IEC 61850 9-2 process bus: application in a real multivendor substation
  39. Bus de proceso IEC 61850 9: aplicación a una subestación multifabricante real
  40. Implementation of telecontrol applicatiapplications over gprs networks
  41. Remote i/o solutions based on iec61850 for automation applications in smartgrids
  42. Single integrated solution device for the smartgrid
  43. Ethernet network performance analysis and rstp protocol behaviour in a complex topology proposed by endesa for iec61850 substations
  44. The impact of the electric vehicle on the smart distribution grid
  45. Secure ethernet lan’s within the substation
  46. Prime interoperability tests and results from field
  47. Prime on-field deployment
  48. Nuevas exigencias y aplicaciones de comunicaciones para la protección de microrredes
  49. Inteligencia de unidades locais para as redes de distribuição do futuro
  50. Protección de comparación direccional para líneas, barras y transformadores
  51. Directional comparison protection for lines, buses, and transformers
  52. Fundamentos de la medición de sincrofasores
  53. Protección en posiciones de interruptor y medio o de anillo
  54. Protection for breaker and a half or ring bays
  55. Nuevos requisitos y funcionalidades en la protección de transformadores de potencia en redes de transporte
  56. New requirements for high voltage transformer protection
  57. Implementation of telecontrol applications over gprs networks
  58. Integration of iec 61850 remotes in a multi-manufacturer substation. Pilot project
  59. Implicaciones de la implementación del bus de proceso en la subestaciones eléctricas
  60. Ehernet process bus: assuring its availability
  61. Implementation of a distributed rtu monitoring system using the iec 60870-5-104 protocol over GPRS networks
  62. Integración de remotas iec61850 en prueba piloto de subestación multifabricante
  63. Mejoras en el desempeño de una protección de distancia ante faltas resistivas
  64. Aplicaciones de la medición de sincrofasores pensadas por el operador del sistema eléctrico español
  65. Synchrophasor applications of the national electric system operator of spain
  66. Reliable ethernet lan deployment in electrical substations
  67. Fiabilidad de las redes ethernet de área local (lan)en las subestaciones eléctricas
  68. Adapting protection to frequency changes

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Requerido
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Guía breve para el diseño e ingeniería de redes Ethernet en subestaciones eléctricas

  • Autores: Aitor Arzuaga, Txetxu Arzuaga y Josep Salat
  • Empresa: ZIV
  • Fecha: 23-26 de Octubre, 2011
  • Evento: XXI SNPTEE (Seminario Nacional de Producción y Transmisión de Energía Eléctrica), Florianópolis- Brasil
  • Palabras clave: Ethernet, Red, Subestación, Diseño, IEC61850, Puesta en marcha, Validación, Mantenimiento, Recomendación
Resumen

En la actualidad, con la llegada de la norma IEC 61850 para la automatización de subestaciones, las redes de comunicaciones Ethernet se han convertido en un elemento habitual en las nuevas instalaciones, necesario para establecer la comunicación entre IEDs en el bus de subestación, la transmisión de muestras de señal en el bus de proceso, y todas las interconexiones hacia los equipos de comunicación que salen de la subestación. En un futuro cercano, se podrá utilizar también para intercomunicar las subestaciones entre sí, ya que estarán interconectadas por enlaces Ethernet de fibra óptica, creando una red de nivel 2.

Sin embargo, el personal de las empresas eléctricas que ha venido diseñando, operando y manteniendo las subestaciones tradicionales, carece en muchos casos de los conocimientos prácticos necesarios para optimizar las aplicaciones de comunicaciones sobre Ethernet, no solo a nivel de diseño de red, sino también a nivel de prueba y validación, mantenimiento, puesta en servicio y diagnóstico de problemas.

Este trabajo recopila las referencias y literatura más relevantes al respecto que deben ser tenidas en cuenta a la hora de preparar un programa de formación de referencia para ingenieros de diseño de red, puesta en marcha, prueba y validación, y mantenimiento de subestaciones, a la vez que repasará los aspectos más importantes a tener en cuenta en el procedimiento de diseño de aplicaciones de redes Ethernet en subestación.


Protección de Comparación Direccional para Líneas, Barras y Transformadores

  • Autores: Roberto Cimadevilla González, Ainhoa Fernández Valdivieso
  • Empresa: ZIV
  • Fecha: 06 / 09 / 2010
  • Evento:
  • Palabras clave: Obediencia, Outfeed, Protección de Comparación Direccional,Protección Diferencial, RTDS (Real Time Digital Simulator), Seguridad
Resumen

Este artículo describe una unidad de comparación direccional que puede aplicarse como protección unitaria de una línea, unas barras o un transformador de potencia, ya sea como protección principal o como unidad de apoyo a la protección diferencial. Sin prácticamente ningún ajuste, dicha unidad mantiene una gran seguridad y obediencia. Los algoritmos empleados por la protección se prueban, mediante un RTDS, simulando faltas internas y externas en condiciones muy desfavorables.


Protección en Posiciones de Interruptor y Medio o Anillo

  • Autores: Roberto Cimadevilla González
  • Empresa: ZIV
  • Fecha: 06 / 09 / 2010
  • Evento: …
  • Palabras clave: Comprobación de Sincronismo, Posición de Doble Interruptor,Protección de Calle, Protección de Distancia, Protección de Fallo de Interruptor,Protección Diferencial, Reenganchador
Resumen

Los relés digitales de última generación diseñados para proteger posiciones de doble interruptor (interruptor y medio o anillo) presentan entradas trifásicas de intensidad independientes para cada uno de los TIs asociados a dicha posición. Asimismo presentan dos entradas de tensión monofásicas para la función de comprobación de sincronismo, por lo que permiten integrar dicha función, la de protección de fallo de interruptor y la de reenganche, para los dos interruptores, en un solo equipo.

Este artículo describe las ventajas que presenta el nuevo diseño de protecciones de línea y de transformador aplicadas en posiciones de doble interruptor. Dicho diseño, por una parte, aumenta la estabilidad de las unidades diferenciales, unidades direccionales, unidades basadas en secuencia cero o inversa y protección de calle. Por otra parte disminuye el coste del sistema de protección al reducir el número de equipos de protección y control necesarios.


Implicaciones de la implementación del Bus de Proceso en las Subestaciones Eléctricas

  • Autores: Roberto Cimadevilla González
  • Empresa: ZIV
  • Fecha: 06 / 09 / 2010
  • Evento: …
  • Palabras clave: Bus de Proceso, Fiabilidad, IEC61850, Interoperabilidad, Merging Unit,Parallel Redundancy Protocol, Sincronización, subestaciones
Resumen

El Bus de Estación es ya una realidad en las numerosas subestaciones eléctricas construidas en todo el mundo de acuerdo al estándar IEC 61850, constituyendo un éxito desde el punto de vista de la funcionalidad así como de la fiabilidad y la interoperabilidad. El siguiente paso va a ser la implementación del Bus de Proceso, lo cual va a representar otro gran salto cualitativo en el diseño de subestaciones, y va a suponer la aplicación de la norma IEC 61850 en toda su extensión.

Este paper describe con precisión qué constituye el Bus de Proceso, y qué dispositivos y aspectos de diseño han de tenerse en cuenta para su realización. Asumiendo como requisitos irrenunciables la Fiabilidad y la Interoperabilidad del sistema, siguiendo el espíritu del estándar IEC 61850, el objetivo principal de este paper es poner de manifiesto las dificultades de su implementación y las posibles soluciones.

Los elementos básicos que constituyen el Bus de Proceso son los equipos primarios con interface ETHERNET, resuelto actualmente mediante las llamadas “Merging Units” (MU), los IEDs de Protección, Control y Medida, y la propia Arquitectura de Comunicaciones (AC) que permite comunicar ambos dispositivos.

Las Merging Units tienen el reto de sustituir con una o varias fibras ópticas los cables de cobre que conectan actualmente los equipos primarios (transformadores de intensidad y de tensión, interruptores, seccionadores, etc.) con los IEDs que constituyen el sistema de Protección, Control y Medida. Se analizan las ventajas de su utilización, como es la inmunidad de la FO ante perturbaciones electromagnéticas frente a la susceptibilidad del cobre, y las dificultades que presenta, como son posibles retrasos en la entrega de muestras frente a la “inmediatez” de los transformadores convencionales.


Mini- remotas: la piedra angular de la SmartGrid

  • Autores: Miguel Angel Alvarez Cabanes y Mikel Zamalloa Aiartzaguena
  • Empresa: ZIV I+D Smart Energy Networks
  • Fecha: Agosto, 2009
  • Evento: VI CIERTEC 2009 (Seminario Internacional sobre SmartGrid en Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica), Brasil
  • Palabras clave: SmartGrid, Miniremota, IEC61850, GPRS
Resumen

La evolución hacia una SmartGrid, requiere que el grado de control remoto y automatización en la distribución de media tensión aumente. Actualmente varía según países y compañías eléctricas, pero no es superior a un 10% como media. Dado que el número de puntos en la red de media tensión es mucho mayor que el de la red de alta o la de transmisión, esto conlleva la necesidad de despliegue de una gran cantidad de equipos, y por tanto unas fuertes inversiones. El objeto de este trabajo es demostrar la idoneidad de utilizar mini-remotas sencillas y baratas, pero dotadas de alto grado de flexibilidad.

Esta flexibilidad, permitirá su uso para cubrir necesidades muy heterogéneas dentro de la red, como por ejemplo, ampliar el número de puntos tele-controlados, ofrecer comunicaciones a equipamiento ya existente, y permitir una migración desde subestaciones basadas en protocolos clásicos a subestaciones IEC61850.

Para lograrlo, es necesario un equipo dotado de un número (reducido) de entradas y salidas digitales y entradas analógicas, puertos de acceso a otro equipamiento (principalmente RS232/RS485), capacidades de comunicaciones autónomas (teniendo en cuenta la amplia variedad de escenarios que se pueden contemplar, GPRS/UMTS sería la opción que garantizaría un sencillo y rápido despliegue), y una variedad de protocolos de coumunicaciones (IEC60870-5-101/104, IEC61850…).

En el presente artículo presentaremos diversas experiencias que hemos venido realizando en los últimos meses con equipos de estas características, lo que nos ha permitido comprobar que el campo de aplicación es muy amplio. En líneas aéreas son ideales por su sencillez de instalación, en centros de transformación subterráneos han demostrado su eficacia en el control de inundaciones, en conjunción con contadores ya existentes ofrecen una vía de entrada al Smart Metering y al control de fraude, mientras que de forma genérica permiten la telegestión de equipamiento con puertos serie a través de 101 sobre GPRS, o su interacción con Gooses de sistema en redes IEC61850.

En definitiva, el éxito en estas experiencias demuestra que este tipo de equipamiento sencillo y flexible está llamado a ser pieza fundamental en la automatización de las redes de media y baja tensión encaminándose hacia la SmartGrid.


Implementación de la SmartGrid en redes de distribución existentes

 

  • Autores: Aitor Arzuaga y Rafael Quintanilla
  • Empresa: ZIV I+D Smart Energy Networks y ZIV Grid Automation.
  • Fecha: Junio, 2011
  • Evento: SIPSEP (Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia), Monterrey – México
  • Palabras clave: SmartGrids, Distribución, Redes
Resumen

La llegada de las SmartGrids a las redes de distribución de energía eléctrica está dotando a las infraestructuras de un nivel de tecnología y modernización desconocido hasta el momento. Todo ello viene fruto de la necesidad de modernizar y dotar de inteligencia a la infraestructura para lograr las mejoras de eficiencia y reducción de emisiones de CO2, integración de renovables, mejora de la calidad del suministro y gestión de perfiles de carga.

Todas estas innovaciones se están poniendo en práctica en las nuevas secciones de redes de distribución eléctrica en construcción actualmente, donde toda la instalación es nueva. Sin embargo, la mayoría de la red de distribución ya está desplegada, y si es preciso lograr los objetivos mencionados anteriormente, va a ser preciso modernizarla completamente. Esto plantea un reto superlativo, debido a que estas infraestructuras son muy diversas y de diferentes épocas, no fueron concebidas para ser modernizadas en un futuro, han recibido históricamente poca inversión, en muchos casos cuentan con un mantenimiento mínimo, y están en operación.

Este trabajo resume los aspectos más importantes a tener en cuenta al acometer un proyecto de modernización de red de distribución existente con las funciones avanzadas más habituales en un sistema de SmartGrid, como son telegestión de contadores, supervisión de red, automatización de media tensión y comunicaciones.


Microgeneración / MInigeneración Renovable Distribuida y su Control

 

  • Autores: Txetxu Arzuaga, Aitor Arzuaga, L. Hernández, L.Cano, M. Lafoz, M. Latorre y L.M.Arribas.
  • Empresa: ZIV I+D Smart Energy Networks y CIEMAT.
  • Fecha:22-23 Octubre, 2012
  • Evento:I Congreso Smart Grids, Madrid – España
  • Palabras clave:Generación distribuida, Almacenamiento, Smart metering, Gestión activa de la demanda, Vehículo eléctrico, Smart buildings.
Resumen

En las últimas décadas, se han ido incorporando elementos de generación renovable, en localizaciones más próximas a los consumos, tomando el nombre de «Distributed Generation (DG)», rompiendo el modelo centralizado actual y de flujo unidireccional de energía. Unido a la DG, y debido a sus peculiares características, se considera indispensable el uso de diferentes tecnologías de almacenamiento, unas veces para cubrir el desajuste entre generación y demanda, y otras para ciertas labores necesarias en la operación de la red. Reglamentado por los diferentes Gobiernos, se les ha planteado a las utilities el reto de incorporar nuevos dispositivos inteligentes en lugares que hasta el momento no existían. Así, aparecerán en los puntos finales de consumo los Smart Meters (SM’s) para la toma de medida y en los intermedios, (CT’s, subestaciones, etc), los concentradores de datos provenientes de los SM’s a través de Data Concentrators (DC’s). Estos elementos son una parte de la «inteligencia» que dispondrán las Smart Grids (SG’s).

En entornos del tipo Polígonos Industriales, Centros de la Administración, Centros Comerciales, etc (todos pueden ser considerados microgrids), se hace necesario el control y gestión por parte de los agregadores, para tratar de coordinar las fuentes de generación, almacenamiento, ciertos consumos controlables y herramientas de predicción y planificación, con el objetivo de comportarse de la manera más eficiente y sostenible. Por tanto, y de manera similar a lo desarrollado en los últimos años en el sistema eléctrico, los entornos anteriormente citados se enfrentan al reto de dotar de «inteligencia» avanzada al nuevo hardware, para posibilitar la interacción de todos los elementos (DG, almacenamiento, consumidores y agregadores), basado todo en los siguientes pilares:

  • Sistemas y dispositivos electrónicos inteligentes que faciliten la operación segura de la microgrid.
  • Sistemas y dispositivos electrónicos inteligentes que optimicen el rendimiento económico de la microgrid.
  • Protocolos de comunicación estándares y abiertos que faciliten la interoperabilidad entre los distintos dispositivos electrónicos (de múltiples fabricantes) encargados de la gestión de la microgrid y los sistemas de información disponibles tanto en el operador del sistema como en el «usuario/explotador» de la infraestructura.

El objeto de esta publicación es, por una parte, presentar las ventajas de los agregadores para realizar una gestión integral de todos los activos de la red, y por otra, describir brevemente las soluciones técnicas disponibles que facilitan la operación óptima de la red, teniendo en cuenta criterios económicos y de seguridad eléctrica.


Transformando la red de distribución eléctrica en red inteligente

  • Autores:Aitor Arzuaga, Rafael Quintanilla y Txetxu Arzuaga
  • Empresa: ZIV I+D Smart Energy Networks, ZIV Grid Automation y ZIV Metering Solutions.
  • Fecha:22-26 Octubre, 2012
  • Evento:SENDI XX (Seminario Nacional de Distribución de Energía Eléctrica) , Rio de Janeiro – Brasil
  • Palabras clave:Red, inteligente, supervisión, telegestión, comunicaciones.
Resumen

La llegada de las SmartGrids a las redes de distribución de energía eléctrica está dotando a las infraestructuras de un nivel de tecnología y modernización desconocido hasta el momento. Todo ello viene fruto de la necesidad de modernizar y dotar de inteligencia a la infraestructura para lograr las mejoras de eficiencia y reducción de emisiones de CO2, integración de renovables, mejora de la calidad del suministro y gestión de perfiles de carga.

Todas estas innovaciones se están poniendo en práctica en las nuevas secciones de redes de distribución eléctrica en construcción actualmente, donde toda la instalación es nueva. Sin embargo, la mayoría de la red de distribución ya está desplegada, y si es preciso lograr los objetivos mencionados anteriormente, va a ser preciso modernizarla completamente. Esto plantea un reto superlativo debido a que estas infraestructuras son muy diversas y de diferentes épocas, no fueron concebidas para ser modernizadas en un futuro, han recibido historicamente poca inversión, en muchos casos cuentan con un mantenimiento mínimo, y están en operación.

Este trabajo resume los aspectos más importantes a tener en cuenta al acometer un proyecto de modernización de red de distribución existente con las funciones avanzadas más habituales en un sistema de SmartGrid, como son la telegestión de contadores, supervisión de red, automatización de media tensión y comunicaciones.


Control de tensión en líneas de MT con alta penetración de generación distribuida

  • Autores:Aitor Arzuaga, Rafael Quintanilla, Jose Miguel Yarza, Rafa Massot, Roberto Cimadevilla y Txetxu Arzuaga.
  • Empresa: ZIV I+D Smart Energy Networks, ZIV Grid Automation y ZIV Metering Solutions.
  • Fecha:19-23 Mayo, 2013
  • Evento:XV ERIAC(Encuentro Nacional Iberoamericano de CIGRÉ) , Foz del Iguazú- PR , Brasil
  • Palabras clave:Generación, Distribuida, Algoritmo, Control, Tensión, Intercambiador, Tomas, Carga, Transformador, PLC, DLMS, PRIME.
Resumen

Un problema recurrente en las redes de distribución de energía eléctrica de media tensión (MT) es la gestión de los perfiles de tensión en las líneas dentro de parámetros correctos. A la problemática tradicional de los distintos niveles de carga y condiciones ambientales que influyen en los niveles de tensión, se suma ahora la adición de sistemas de generación distribuida. Estos sistemas de generación, de importancia creciente en la red, hacen que el cálculo de diseño original, basado en caídas de tensión en los elementos de la línea, asumiendo una topología radial, no sea válido.

Los despliegues de SmartGrids en redes de distribución urbanas contemplan la instalación de elementos de supervisión, control y comunicaciones en cada centro de transformación, por tanto se dispone de la información del estado de la línea de MT en el SCADA de la compañía distribuidora. Sin embargo, en zonas más rurales, es menos habitual disponer de este tipo de nodos de supervisión por su coste y por la carencia de centros de transformación, ya que generalmente la distribución se compone de transformadores MT/BT montados en postes. Sin embargo, las líneas de zonas rurales son uno de los puntos en los que la presencia de generación distribuida, en cualquiera de sus formas, va a tener mayor presencia. Los generadores pueden ser de gran potencia relativos al nivel de carga en línea, y esta posibilidad abre la puerta a grandes diferencias en los niveles de tensión, al combinarse generación alta y carga baja, por ejemplo. Por tanto el estado de las líneas de MT en entornos con fuerte presencia de renovables puede ser de difícil gestión.

Este trabajo técnico propone un sistema para mitigar este problema integrando tecnologías de control y supervisión de MT, medida y comunicaciones ya disponibles en la actualidad. Primero se realiza una descripción técnica detallada, para luego analizar su viabilidad en determinados escenarios y topologías de red de MT, y cuáles son sus limitaciones, posibilidades de implementación y prestaciones esperadas.

 


Notas Técnicas: Sistemas Automatización de Subestaciones 

Arquitecturas abiertas de comunicación para la automatización de subestaciones. 296 kb

Sistemas de transporte inteligente / Medición sincronizada de fasores. 348 kb

Sistema de gestión de información de protecciones. 424 kb

Protección de motores eléctricos. 132 kb

El ciclo de la calidad total. 192 kb

La calidad en el diseño genera equipos robustos. 128 kb

Comunicación serie en equipos digitales de protección. 140 kb

DBN: una solución innovadora en el campo de las protecciones de barra. 2,6MB

Soluciones Eficientes en Protección, Control y Medida de Subestaciones Industriales. 2,80 MB

Recomendaciones sobre la puesta a tierra de equipos electrónicos. 140 kb

Sistemas Integrados, Calidad y Servicio al Usuario. 108 kb

Prácticas en Protección adaptativa basadas en Transmisión de Datos entre relés de Protección. 124 kb

Sistema para el restablecimiento del suministro eléctrico: análisis de un caso concreto. 978 kb

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