Notas técnicas

  • 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.

  • 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.

Introducción

La protección unitaria normalmente empleada a la hora de proteger una línea, unas barras o un transformador de potencia es la protección diferencial. Dicha protección incluye, generalmente, una característica de frenado porcentual cuyos ajustes (sensibilidad, pendientes de frenado, inicio de las pendientes, etc) no son siempre fáciles de calcular, dado que dependen de muchos factores tales como los errores de medida de los transformadores de intensidad (con y sin saturación), la intensidad de saturación de los mismos y otros factores, a tener en cuenta en función del tipo de equipo protegido: intensidad de magnetización y diferencia entre la toma central y las tomas extremas si se protege un transformador de potencia; intensidad capacitiva y errores en la compensación del tiempo del canal de comunicaciones si se protege una línea; intensidad diferencial que genera la apertura del TI de una de las posiciones, en situación de carga máxima, si se protegen unas barras. Dichos ajustes siempre comprometen la seguridad y la obediencia. Una pendiente de frenado muy elevada mantiene la seguridad en faltas externas sin embargo puede limitar la obediencia para faltas internas. Es difícil conseguir que una protección diferencial se mantenga estable durante faltas externas con saturación severa de alguno de los TIs y, a su vez, sea obediente ante faltas internas, también con saturación severa de algún TI o con carga elevada y poca intensidad de falta.

Es necesario, por ello, complementar la protección diferencial con otras unidades más sencillas de ajustar y que, a la vez, mantengan una buena seguridad y obediencia en los casos antes citados. Este artículo describe una unidad de comparación direccional que, sin requerir ajustes, incrementa la seguridad y obediencia de la unidad diferencial.

1. Unidad Diferencial

En este punto se repasan los principios de operación de una unidad diferencial con frenado porcentual. Con el fin de simplificar la explicación, se considera un elemento protegido (línea, transformador o barras) solamente con dos extremos, como el representado en la figura 1. La unidad diferencial operará con las intensidades I-1 e I-2. Las diferencias entre dichas intensidades, derivadas de la diferente relación de transformación de los TIs o, en el caso de un transformador de potencia, de la relación de transformación del mismo, del grupo de conexión y de los filtros homopolares, se consideran ya compensadas.

La unidad diferencial opera en base a dos magnitudes:

– Intensidad diferencial: = | Idif | = | I-1+I-2 |

– Intensidad de frenado: existen diferentes fórmulas; en este artículo se considerarán las siguientes:

Ifre1 = | I-1 | + | I-2 | ; Ifre2 =( | I-1 | + | I-2 | ) / 2; Ifre3 = ( | I-1 | + | I-2 | – | Idif | ) / 2

Figura 1. Circuito simplificado del elemento protegido por la unidad diferencial

La unidad diferencial operará si el punto ( | Idif | , Ifre ) está por encima de la característica asociada. Dicha característica, en los relés de última generación, suele ser similar a la representada en la figura 2, con una o dos pendientes de frenado.

Figura 2. Característica diferencial

A continuación se analizan los lugares geométricos del punto ( | Idif | , Ifre ) para faltas internas y externas en función de diversos factores.

2.1 Lugares geométricos de ( | Idif | , Ifre )

2.1.1 Faltas externas

Influencia de errores externos

Teóricamente, en una falta externa, la intensidad diferencial sería nula, por lo que el lugar geométrico ( | Idif | , Ifre ) correspondería al eje de abscisas. Sin embargo existen factores externos, tales como los errores de los TIs o, en el caso de un transformador de potencia, la intensidad de magnetización y la operación del cambiador de tomas o, para una línea, la intensidad capacitiva y los errores en la compensación del canal de comunicaciones, que generan intensidad diferencial. Por ello, el punto ( | Idif | , Ifre ) se encuentra en una recta cuya pendiente depende del porcentaje de error que introducen los citados factores. La primera pendiente de la característica diferencial se ajusta para compensar dichos errores.

Influencia de la saturación de un TI

La saturación de un TI genera un error en la estimación fasorial, reduciendo el módulo del fasor y adelantando su fase [1]. Dicho error, en una falta externa, produce un aumento de la intensidad diferencial y una reducción de la intensidad de frenado (en mayor o menor medida en función de la fórmula empleada), lo que tiende a desplazar el punto ( | Idif | , Ifre ) hacia la zona de operación. En la referencia [2] se analiza la influencia de los errores en la estimación fasorial que produce la saturación de un TI sobre la seguridad y obediencia de una característica diferencial con frenado porcentual ante faltas externas e internas respectivamente. Para ello se obtienen las ecuaciones que definen la característica diferencial en función de los errores antes citados. Para una falta externa con saturación del TI-2 (TI que mide la intensidad I-2), I-1 e I-2 se pueden expresar comoCOMP_FORM1, donde I es el módulo de la intensidad de falta y k y δ representan los errores en módulo y argumento, respectivamente, que introduce la saturación del TI-2 en la medida del fasor I-2. Teniendo en cuenta que Idif = I-1+I-2    Ifre =( | I-1 | + | I-2 | ) / 2 se pueden obtener las siguientes ecuaciones que definen las zonas 2 y 3 de la característica representada en la figura 2:

COMP_FORM2

Los valores de k y δ que genera la saturación de un TI son función de la intensidad de falta I. Dichos valores se pueden obtener si se conocen los parámetros del TI. En [2] se obtienen a través de una simulación en PSCAD. Una vez conocidas las curvas de k y δ en funcion de I, se puede comprobar, para unos ajustes de la unidad diferencial, si se mantiene la seguridad de la misma. De esa forma se podrían obtener los ajustes que, proporcionando la mayor obediencia, mantienen la seguridad de la unidad diferencial.

Como se puede observar, este método de ajuste de la unidad diferencial, aunque es muy eficaz, también es muy laborioso.

2.1.2 Faltas internas

Cuando las intensidades I-1 e I-2 están en fase, | Idif | = Ifre1, | Idif | = Ifre2 / 2, Ifre = 0, por lo que los lugares geométricos de ( | Idif |, Ifre ) serán rectas de pendientes 100%, 200% e infinito, respectivamente. No obstante las mayoría de las veces I-1 e I-2 estarán desfasadas, lo cual modificará los lugares geométricos anteriores.

Influencia de la carga

En una falta interna, si existe flujo de carga a través del elemento protegido, las intensidades I-1 e I-2 dejarán de estar en fase. En la figura 3 se representa el circuito correspondiente a una falta interna al elemento protegido, representado éste por una impedancia Z. Dicho circuito, por el principio de superposición, se puede descomponer en dos circuitos: circuito de prefalta y circuito de falta pura. En base a los dos últimos circuitos, se puede obtener la relación entre I-1 e I-2, calculadas éstas como: I-1 = I-1fp + I-1pf y I-2 = I-2fp + I-2pf, donde los subíndices “fp” y “pf” indican “falta pura” y “prefalta” respectivamente. Si llamamos Z1 ZS1+n Z = , Z2 ZS2+(1-n) Z = , ZT ZS1+Z+ZS2 = , se pueden calcular, fácilmente, las siguientes magnitudes, representadas en el diagrama vectorial de la figura 4:

COMP_FORM4

Figura 3. Circuitos de falta, prefalta y falta pura

Se ha considerado un sistema homogéneo, en el que Z1 y Z2 tienen el mismo ángulo, lo cual genera un desfase nulo entre las intensidades de falta pura. Por otra parte se ha considerado I-2pf = -I-1pf, despreciando la intensidad que se deriva por las capacidades si el elemento protegido es una línea.

Figura 4. Diagrama vectorial asociado a los circuitos de la figura 3

Para la misma intensidad de falta pura, cuanto mayor sea la intensidad de carga, mayor será el desfase entre las intensidades I-1 e I-2. En situaciones extremas, como son las faltas con “outfeed”, I-1 e I-2 formarán más de 90º, tendiendo a estar en contrafase en lugar de en fase. Hay que tener en cuenta que la intensidad diferencial depende únicamente de las intensidades de falta pura, dado que en prefalta dicha intensidad es prácticamente nula, sin embargo la intensidad de frenado depende de las intensidades totales (falta pura más prefalta). Por ello, la intensidad de carga incrementa el valor de la intensidad de frenado sin aumentar la intensidad diferencial (incluso la reduce al disminuir la tensión de prefalta, lo cual reduce el valor de las intensidades de falta pura). Dicho efecto tiende a desplazar el punto ( | Idif |, Ifre ) hacia la zona de no operación de la característica diferencial.

Influencia de la saturación de un TI

En una falta interna, el error en la estimación fasorial que introduce la saturación de un TI reduce tanto la intensidad diferencial como la intensidad de frenado (ésta se reducirá en mayor o menor medida en función de la fórmula empleada). Dependiendo de la proporción en la que se reduzcan las coordenadas del punto ( | Idif |, Ifre ) éste puede desplazarse hacia la zona de no operación.

La referencia [2] analiza la influencia de la saturación de un TI sobre la obediencia de la característica diferencial . Para ello, I-1 e I-2 se expresan, para una falta interna con saturación del TI-2, como: I-1=I 0º y I- 2=M*k*I δ+θ, donde I es el módulo de la intensidad de falta; k y δ representan los errores en módulo y argumento, respectivamente, que introduce la saturación del TI-2 en la medida del fasor I-2; M representa la relación entre los módulos de I-1 e I-2 y θ el desfase entre ellas, ambos como consecuencia de la diferencia entre las fuentes 1 y 2 y la diferencia entre los lazos en falta. De igual forma que para una falta externa, se obtienen curvas en función de I, k, M, δ y θ, que aseguran, para unos ajustes de la característica diferencial, la obediencia de la misma.

En el caso de una diferencial de transformador, la saturación de un TI, produce una operación de las unidades de frenado o bloqueo por armónicos, dada la contaminación armónica que presenta una intensidad saturada, lo que puede implicar una falta de obediencia.

La falta de obediencia que genera la saturación de un TI suele ser transitoria, dado que dicha saturación se va reduciendo con el tiempo. El resultado es un incremento de los tiempos de disparo que, en determinadas condiciones, puede no ser aceptable.

Normalmente los ajustes de la unidad diferencial se calculan para asegurar la estabilidad de la misma. Dichos ajustes pueden limitar su sensibilidad en determinadas condiciones, como pueden ser faltas con saturación severa de algún TI o con “outfeed”. La unidad de comparación direccional descrita a continuación permite, sin ajustes, aumentar la obediencia y seguridad de la característica diferencial.

3. Unidad de comparación direccional

La unidad de comparación direccional aquí descrita compara la fase de I-1 e I-2. Idealmente, cuando se produce una falta interna al elemento protegido I-1 e I-2 estarán en fase, mientras que si la falta es externa ambas intensidades estarán en contrafase. Este patrón nos hace pensar en una unidad de comparación direccional (o de fase) que discrimina fácilmente la localización de la falta. Sin embargo, como se ha visto en los puntos anteriores, en una falta interna, la carga y la saturación de un TI pueden generar un desfase importante entre las intensidades I-1 e I-2. Por otra parte, en una falta externa, la influencia de los errores externos y la saturación de un TI producen desfases entre ambas intensidades diferentes de 180º. Para distinguir entre falta externa e interna se ha considerado un umbral de 90º. La falta será interna cuando arg (I-2) – arg (I-1) <90º ; en caso contrario se considerará como externa.

La unidad de comparación direccional opera con I-1 e I-2, ahora bien ¿qué tipo de intensidades son I-1 e I-2?. Existirán dos unidades de comparación direccional, una que emplea intensidades de falta pura y otra que emplea intensidades de falta. Independientemente del tipo de intensidades empleadas, éstas deben ser “comparables” entre sí, por lo que deben incluir las compensaciones que se realizan en una protección diferencial.

3.1 Unidad de comparación direccional con intensidades de falta pura

Esta unidad tiene la finalidad de despejar faltas con poca intensidad de falta pura (impedancia del lazo de falta elevada) y con gran flujo de carga. Puede estar basada en intensidad de fase o de secuencia directa de falta pura, en intensidad de secuencia cero o en intensidad de secuencia inversa. Las dos primeras intensidades requieren la resta de la intensidad de prefalta. Las dos últimas solamente requerirán la eliminación de la prefalta si existen desequilibrios importantes en condiciones de carga. Para el relé de línea habrá que tener en cuenta que dicha condición se dará siempre que se empleen ciclos de reenganche monofásicos. No es recomendable utilizar intensidad de secuencia cero en la protección de transformador porque ésta puede ser eliminada por los filtros homopolares.

El uso de intensidad de falta pura permite detectar cualquier tipo de falta interna, sin saturación de los TIs , incluso en condiciones de “outfeed”. La saturación de un TI modificará la medida de la intensidad de falta, sin variar la correspondiente a la intensidad de prefalta. Si la saturación es muy severa, el efecto anterior puede llegar a generar decisiones direccionales erróneas. Por ello es recomendable inhibir esta unidad si se detecta la saturación de algún TI (más adelante se describe un detector de saturación).

3.2 Unidad de comparación direccional con intensidades de falta

Esta unidad emplea intensidades de fase, sin restar ninguna intensidad de prefalta. Teniendo en cuenta que los errores angulares que produce la saturación de un TI, junto con los derivados de los factores citados en el punto 2.1.2, no superan 90º esta unidad operará correctamente para faltas externas. Hay que tener en cuenta que los errores externos comentados en el punto 2.1.2.1 son, por lo general, bastante pequeños. Por otra parte, solamente las saturaciones extremadamente severas generarían errores angulares de más de 90º.

Por lo que respecta a una falta interna, el flujo de carga y la saturación de un TI, junto con la influencia de los factores citados en el punto 2.1.2, pueden generar desfases entre Iph-1 e Iph-2, intensidades de fase 1 y 2 respectivamente, superiores a 90º . No obstante, la influencia de la carga es grande cuando las intensidades de falta son pequeñas. Teniendo en cuenta que un TI satura con intensidades de falta muy elevadas, cuando el factor “saturación” pese mucho el factor “carga” tendrá poco peso y viceversa. Para solventar la operación errónea de la unidad direccional en condiciones de “outfeed” (desfase Iph-1 e Iph-2 mayor que 90º para una falta interna), se puede considerar un umbral de intensidad. Las faltas con “outfeed” se darán cuando un extremo presente alimentación débil o nula, en cuyo caso la intensidad medida será muy pequeña. Solamente se considerarán en la comparación direccional aquellas intensidades que estén por encima del umbral.

En el caso de faltas con saturación de algún TI, el umbral de 90º elegido proporciona un amplio margen en la decisión direccional. No obstante, aunque la carga tenga poca influencia, si la saturación es muy severa se podrían dar faltas internas que generen un desfase entre las dos intensidades de fase mayor que dicho umbral, lo que daría lugar a una pérdida de obediencia. Para asegurar la operación correcta de la unidad direccional de fases, los fasores se estimarán no solamente con una DFT de un ciclo sino también con el método descrito en el siguiente punto. Este último método es inmune a la saturación de los TIs.

3.2.1 Estimación fasorial basada en mínimos cuadrados

Con el fin de eliminar la influencia de la saturación, se describe un algoritmo de estimación fasorial que utiliza solamente muestras pertenecientes a tramos de la onda sin saturar. Dicho algoritmo requiere el uso de un detector que discrimine los periodos de saturación y no saturación del TI. En la referencia [3] se describen varios métodos de detección de dichos periodos. Dichos métodos suelen detectar de forma fiable los momentos en los el TI satura, sin embargo no son tan fiables a la hora de detectar los momentos en los que el TI deja de estar saturado. En la referencia [4] se describe un método que permite detectar eficazmente el comienzo del tramo de la onda sin saturar. Se basa en la obtención de un punto de referencia poco después del momento de la falta. No obstante este algoritmo no es válido cuando la falta evoluciona, ya que, en ese caso, no es posible definir el punto de referencia. En este trabajo se ha elegido un método para detectar el instante en el que un TI satura basado en el cálculo de la derivada de la intensidad medida. En el momento en el que se produce la saturación de un TI, la intensidad secundaria presenta un punto de inflexión que genera una discontinuidad en su derivada.

La derivada de la intensidad de falta reduce notablemente, las componentes exponenciales de la misma, dado que éstas presentan constantes de amortiguamiento elevadas [5]. Por ello la onda primera derivada se puede considerar, prácticamente, una senoide pura. Con dos valores de dicha onda, mediante una extrapolación senoidal, se puede estimar el siguiente valor de la misma. Si el valor estimado difiere mucho del valor leído (se tomarán umbrales tanto porcentuales como absolutos), se considerará que el TI ha saturado en ese mismo instante. En las transiciones saturación-no saturación del TI la primera derivada también experimentará discontinuidades que podrían ser empleadas para determinar el momento en el que tomar las muestras no saturadas. Sin embargo se descarta dicho criterio porque dichas discontinuidades pueden ser bastante menores que las correspondientes a la transición no saturación-saturación. Por otra parte, en el tramo de muestras saturadas se puede dar más de una discontinuidad, lo cual podría falsear el comienzo del tramo de muestras no saturadas. La discontinuidad de la derivada se supervisará únicamente desde el valor máximo de la onda hasta el paso por cero de la misma. ¿Cómo se toman, entonces, las muestras de la zona sin saturar?: se tomará, desde el punto en el que se ha detectado la saturación hacia atrás, un número de muestras igual al mínimo tiempo en el que el TI debe permanecer sin saturar para que la unidad de protección opere correctamente. Dicho tiempo puede ser igual a 3 ms. Teniendo en cuenta una frecuencia de muestreo de 32 muestras/ciclo el número de muestras a considerar será de 4.

Dado que una ventana de 4 muestras es demasiado corta para efectuar una estimación fasorial se tomarán ventanas más largas, que solamente contendrán muestras que pertenezcan a tramos de la onda sin saturar. Las ventanas de cálculo, en ese caso, estarán formadas por bloques de muestras no contiguos (entre ellos estarán los tramos de muestras saturadas). Para la implementación de la unidad de comparación direccional, la precisión angular requerida se obtiene con una ventana de 8 muestras. La estimación fasorial se efectuará con un filtro de mínimos cuadrados, similar al descrito en [4]. La ecuación de la intensidad a la que pertenecen las muestras de la ventana de cálculo vendrá definida como:

COMP_FORM5Dicha ecuación puede expresarse de la siguiente forma:

COMP_FORM6

C1 y C2 representan la parte real e imaginaria del fasor correspondiente a la componente senoidal de la intensidad de falta. A partir de 8 muestras pertenecientes a Ik, se obtendrán C1 y C2.

Si solamente se satura uno de los TIs, la posición de las ventanas de cálculo la fijará la intensidad saturada. En ese caso no existirán errores angulares entre las dos intensidades, ni en régimen permanente (al coincidir el inicio de ambas ventanas, el cual marca la referencia de fase en la estimación fasorial) ni, teóricamente, en régimen transitorio (al tomar muestras que pertenecen al mismo intervalo temporal). Si se saturan los dos TIs, cada ventana de cálculo tendrá una posición temporal. En ese caso se generarían errores angulares tanto en régimen estacionario (por no coincidir el inicio de ambas ventanas) como en régimen transitorio (una ventana tomará muestras más adelantadas en el tiempo que la otra). El error angular en régimen estacionario se corrige fácilmente, midiendo el tiempo entre el inicio de ambas ventanas de cálculo. Sin embargo, el error en régimen transitorio es difícil de corregir. Para evitar su influencia no se tendrá en cuenta la decisión direccional durante dicho transitorio, para lo cual la salida de la unidad de comparación direccional se tomará únicamente cuando el desfase entre las dos intensidades sea constante (se encuentre, durante dos medidas consecutivas, entre dos umbrales previamente establecidos). Realmente, el régimen transitorio genera errores en la estimación fasorial aún cuando las ventanas asociadas a ambas intensidades tengan la misma posición temporal (incluso usando la DFT), dado que se estarán considerando muestras pertenecientes a diferentes ondas. Por ello, para cualquier tipo de estimación fasorial de las aquí comentadas, no se debería considerar el resultado de la unidad de comparación direccional durante dicho régimen.

La unidad de comparación direccional basada en fasores estimados por el método de mínimos cuadrados solamente operará cuando se detecte la saturación de un TI. En esta situación complementará a la unidad basada en fasores estimados con la DFT de un ciclo. Si alguna de las dos unidades detecta que la falta es interna se permitirá el disparo. Cabe destacar que una detección de TI saturado en situación normal no tiene consecuencias negativas dado que la unidad basada en mínimos cuadrados operará correctamente. Por otra parte, aunque no se detecten pequeñas saturaciones del TI, no se dará una decisión direccional errónea ya que, en tales condiciones, la unidad direccional basada en la DFT operará correctamente.

3.3 Elemento protegido con más de dos extremos

Cuando el elemento protegido tiene m extremos, en una situación de falta externa, cada intensidad I-n estará en contrafase con la intensidad suma del resto de intensidades, es decir con COMP_FORM7con i≠n. Esas serán las intensidades que empleará la unidad de comparación direccional. Si alguna de las intensidades está en contrafase con la suma del resto, dicha unidad considerará que la falta externa.

3.4 Simulación con RTDS

Con el fin de probar el algoritmo de las unidades de comparación direccional se simula, en un RTDS, un transformador de potencia con las características mostradas en la figura 5. La operación de la unidad de comparación direccional se contrasta con la de una unidad diferencial, con unos ajustes típicos, correspondientes a la característica de la figura 2: I0=0.3 pu , I1=1 pu, I2=8 pu, α=20%, β=100%. Las conclusiones obtenidas para la protección de transformador son extrapolables a una protección de línea o de barras.

Figura 5. Modelo empleado en la simulación con RTDS

En la figura 6 se representa la intensidad medida por el TI-1, ante una falta externa AG que luego evoluciona a interna. La señal SAT1 indica los momentos en los que se detecta la saturación de dicho TI. A partir de dichos instantes se tomarán 4 muestras hacia atrás, definiendo, de esa forma, los tramos de muestras sin saturar (ver señal LES_SAMPLES). En la figura 7 se representa, para la misma falta, la intensidad medida por el TI-2, el cual no satura. Como se puede observar, la señal SAT2 no se activa nunca.

En la figura 8 se representa la característica diferencial con los valores del punto (IDIF, IFRE) para las condiciones estacionarias de falta externa e interna respectivamente. Como se puede observar, durante la situación de falta externa, el punto (IDIF, IFRE) se encuentra en la zona de operación de la característica. En tales condiciones, la habilitación del frenado o bloqueo por armónicos evitará el disparo de la unidad, manteniendo la seguridad. Sin embargo dicha habilitación también producirá, durante la condición de falta interna, una pérdida de obediencia.

En la figura 9 se muestra la evolución del desfase entre I-1 e I-2 calculado con una DFT de un ciclo (ANG_DFT) y con el método de mínimos cuadrados (ANG_LES). Esta última señal se actualiza cada vez que la ventana de cálculo contiene 8 muestras sin saturar. La señal ANG_DFT llega a tomar, durante el régimen transitorio de prefalta a falta, valores menores que 90º, por lo que, para evitar el disparo de la unidad de comparación direccional, es necesario añadir un temporizador. La señal ANG_LES, dado que efectúa el cálculo solamente con muestras de falta no experimenta ningún transitorio. En el régimen permanente de falta, como consecuencia de la saturación del TI-1, ANG_DFT toma valores entre 222º y 227º, mientras que ANG_LES se encuentra entre 175º Y 192º. Se puede ver la mayor precisión que presenta esta última señal.

Cuando la falta evoluciona de externa a interna, la señal ANG_DFT siempre toma valores mayores que 90º, por lo que la unidad de comparación direccional basada en la DFT nunca llegaría a disparar. La señal, ANG_LES, sin embargo, toma valores del orden de 26º, por lo que la unidad basada en mínimos cuadrados sí dispararía. Teniendo en cuenta que el desfase real que hay entre ambas intensidades es de 29º, se puede concluir que el método basado en mínimos cuadrados presenta, en condiciones de saturación de algún TI, mucha mejor precisión que el método basado en la DFT.

Figura 6. Intensidad I-1, muestras tomadas para la estimación fasorial por mínimos cuadrados y señal de detección de saturación

Figura 7. Intensidad I-2 y señal de detección de saturación

Figura 8. Representación del punto (IDIF, IFRE) en relación a la característica diferencial

Figura 9. Desfase entre I-1 e I-2 medido por el método de mínimos cuadrados y por la DFT

4. Conclusiones

Este artículo ha descrito una unidad de comparación direccional que proporciona una mayor seguridad y obediencia que la tradicional unidad diferencial. Dicha unidad utiliza, por una parte, intensidades de falta pura con el fin de eliminar la influencia de la carga. Asimismo emplea intensidades de fase estimadas con una DFT de 1 ciclo y con un algoritmo de mínimos cuadrados inmune a la saturación del TI. Se han efectuado pruebas en condiciones muy desfavorables en las que la unidad se ha mantenido segura y obediente.

5. Referencias

[1] Zocholl, S.E., and Smaha, D.W., “Current transformer concepts”- 19th Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, Washington, Oct. 1992

[2] P.K. Gangadharan, T.S. Sidhu and A. Klimek, “Influence of current transformer saturation on line current differential protection algorithms” IET Generation, Transmission & Distribution, Vol. 1, no. 2, Mar. 2007

[3] B. Kasztenny, E. Rosolowski, M. Lukowicz, and J. Izykowski, “Current related relaying algorithms immune to saturation of current transformers,”in Proc. Conf. Developments in Power System Protection, Mar. 1997.

[4] Jiuping Pan; Khoi Vu; Yi Hu, “An efficient compensation algorithm for current transformer saturation effects”, IEEE Trans. Power Del. Vol. 19, no. 4, Oct. 2004

[5] Y. C. Kang , S. H. Ok ,and S. H. Kang , “A CT saturation detection algorithm,” IEEE Trans. Power Del. , vol. 19, no. 1, Jan. 2004.

  • 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.

1. Introducción

Las protecciones de línea tradicionales instaladas en posiciones de doble interruptor (subestaciones de interruptor y medio o de anillo) incorporan únicamente una entrada trifásica de intensidad de fase, a la que se aplica la suma, obtenida externamente por cableado, de las intensidades procedentes de los dos transformadores de intensidad (TIs) asociados a cada uno de los interruptores. Lo mismo ocurre con la protección diferencial de transformador, la cual presenta una única entrada trifásica de intensidad para cada devanado, independientemente de que éste esté conectado a una posición de simple o doble interruptor.

Por lo que respecta a las entradas de tensión de un relé de línea convencional, éste incorpora una entrada trifásica de tensión de línea / barras y una entrada monofásica de tensión de barras / línea, para la función de comprobación de sincronismo. El hardware de dichos relés de línea no permite efectuar las funciones de protección de fallo de interruptor en posiciones de doble interruptor y solamente permite supervisar el sincronismo de un interruptor. Por lo que respecta a la función de reenganche, el automatismo está diseñado, normalmente, para reenganchar un único interruptor. El diseño convencional de los relés de línea requiere el uso de equipos adicionales para realizar las funciones de protección de fallo de interruptor para ambos interruptores y las funciones de comprobación de sincronismo y reenganche para al menos un interruptor.

Los relés digitales de última generación presentan entradas trifásicas de intensidad independientes para cada uno de los TIs asociados a la posición de doble interruptor. Por otra parte también incorporan dos entradas de tensión monofásicas para comprobar el sincronismo de cierre de los dos interruptores. Todo ello permite integrar las funciones de fallo de interruptor, sincronismo y reenganche en un solo equipo, con la consecuente reducción del coste del sistema de protección, al disminuir el número de equipos de protección y control necesarios.

Este artículo describe las ventajas que presenta la medida independiente de las dos intensidades trifásicas que alimentan una posición de doble interruptor, que permite, no solamente incorporar unidades de fallo de interruptor para cada interruptor, sino también mejorar la estabilidad de las unidades diferenciales, protección de calle o tacón, unidades basadas en intensidad de secuencia cero o inversa y, finalmente, de las unidades direccionales de un relé de línea.

Esta contribución técnica también describe las distintas filosofías empleadas con sistemas de protección tradicionales, a la hora de efectuar las función de reenganche en posiciones de doble interruptor. Asimismo describe como implementan dichas funciones los nuevos relés digitales aplicados en este tipo de posiciones.

2. Esquemas de Protección en Posiciones de Doble Interruptor

En las figuras incluidas a continuación se representan distintos esquemas de protección empleados para posiciones de línea y de transformador de doble interruptor. Las figuras 1.b y 2.d se corresponden con sistemas de protección que hacen uso de relés de última generación.

ANILLO1

Figura 1. Esquemas de protección para relés de transformador

ANILLO2

ANILLO3

Figura 2. Esquemas de protección para relés de línea

3. Suma externa de las dos intensidades asociadas a una posición de doble interruptor

Cuando en una posición de doble interruptor se suman externamente las intensidades procedentes de los dos TIs asociados a dicha posición se pierde la información de la intensidad que circula por ellos, disponiendo únicamente de la intensidad suma. Las consecuencias de esa pérdida de información se describen en los siguientes puntos.

3.1 Reducción del frenado

La intensidad que atraviesa un TI se suele utilizar para desensibilizar (o frenar) unidades de protección cuya magnitud de operación, en condiciones teóricas de no actuación, sea nula. Los errores de los TIs pueden generar, en tales condiciones, falsas intensidades de operación. Cuando los TIs operan en la zona lineal de la característica de magnetización, el error es proporcional a la intensidad que los atraviesa. Sin embargo, si el TI satura, los errores se incrementan notablemente, de forma no lineal. Con el fin de estabilizar las unidades de protección antes citadas, su nivel de arranque se hace dependiente de una magnitud, llamada intensidad de frenado, que “representa” a todas las intensidades empleadas en la obtención de la magnitud de operación. A mayor intensidad de frenado, mayor es el nivel de arranque requerido para operar.

ANILLO4En la figura 3 se representa la característica de una unidad con frenado. En ordenadas se representa la intensidad de operación, mientras que en abscisas se incluye la intensidad de frenado; α representa la pendiente de frenado. Existen variantes con respecto a la característica representada, algunas de las cuales incluyen dos pendientes de frenado.

Figura 3. Característica de operación de una unidad con frenado

Si no se dispone de alguna de las intensidades utilizadas en la obtención de la magnitud de operación se pueden obtener intensidades de frenado menores que las esperadas. Dicha condición se describe, en los puntos siguientes, para distintas unidades que utilizan frenado.

3.1.1 Unidad diferencial

La intensidad de frenado se obtiene, en esta unidad, a partir de las intensidades que circulan por todos los TIs que delimitan la zona de protección (esas son las intensidades empleadas en la obtención de la magnitud de operación, la intensidad diferencial). Existen diferentes fórmulas para calcular dicha intensidad: , , donde K puede tomar diferentes valores (1, ½, etc) y I-1, I-2,….I-n representan las intensidades medidas por todos los TIs.

En posiciones de doble interruptor, si las intensidades procedentes de ambos TIs se suman externamente, la intensidad de frenado se obtendrá a partir del módulo de la intensidad suma, en lugar de a partir de los módulos de cada una de las intensidades. En el circuito representado en la figura 4, dicha intensidad se obtendrá a partir de en lugar de a partir de . Ésto puede generar falsas intensidades de frenado, menores que la teórica, lo que puede dar lugar a una falta de seguridad de la unidad diferencial. En el circuito de la figura 4, ante una falta externa, puede ser mucho menor que . Dicha situación se dará cuando la impedancia del elemento protegido (Z) sea elevada y la fuente 1 sea mucho más débil que la fuente 2 (ZS1<<ZS2).

Es necesario, por ello, calcular la intensidad de frenado con en lugar de con .

ANILLO5

Figura 4. Falta externa en posición de doble interruptor

3.1.2 Protección de calle o tacón

Esta protección se emplea en posiciones de línea de doble interruptor para proteger el tramo comprendido entre los dos TIs y el seccionador de línea, cuando éste último está abierto. Dicho tramo, representado en rojo en la figura 5, se suele denominar “calle” o “tacón”.

Aunque el seccionador 89-L1 esté abierto, la línea L1 puede estar energizada si ésta presenta tres extremos.

La apertura de dicho seccionador desconecta, eléctricamente, el “tacón” de la línea y de los posibles “tacones” remotos. Por ello, cuando se produce una falta en la línea o en un “tacón” remoto no deben disparar los interruptores locales; por otra parte, cuando se produce una falta en el “tacón” local, no deben disparar los interruptores remotos. Con el fin de evitar las situaciones anteriores, la apertura del seccionador de línea modifica el modo de operación de los relés diferenciales, que anulan toda la información enviada al extremo remoto (fasores, teledisparos, etc) e ignoran la información recibida desde dicho extremo, operando con información local solamente. El “tacón” se protege, en este caso, con una unidad de sobreintensidad, cuya magnitud de operación es la suma de las intensidades I-1 e I-2. En condiciones de carga o de falta externa, la suma de ambas intensidades es teóricamente nula, por lo que la unidad de sobreintensidad no arrancará. En condiciones de falta interna, la magnitud de operación será distinta de cero, lo que hará actuar a la protección de calle.

ANILLO6Por lo que respecta a un relé de distancia, si éste recibe las tensiones de un transformador de tensión situado en el lado de línea, dado que dicho transformador se encuentra más allá del seccionador, el relé leerá la tensión y la intensidad de puntos eléctricos diferentes.

En ese caso, si la tensión leída no es nula, porque la línea sigue energizada, todas las unidades basadas en tensión, entre ellas la de distancia, deben inhibirse. Para proteger el tacón se utiliza la unidad de sobreintensidad antes citada.

Figura 5. Circuito asociado al tacón

La protección de calle, considerada antes como una unidad de sobreintensidad es, realmente, una unidad diferencial, dado que su magnitud de operación es la suma de I-1 e I-2. Con el fin de evitar que se generen falsas intensidades de operación ante faltas externas, es necesario emplear una intensidad de frenado, tal y como se hace para cualquier unidad diferencial. La suma externa de las intensidades I-1 e I-2 nos impide calcular dicha intensidad de frenado.

3.1.3 Unidades basadas en intensidad de secuencia cero e inversa

Los errores de los TIs pueden generar falsas intensidades de secuencia cero e inversa. La intensidad de frenado empleada debe tener en cuenta las intensidades que fluyen por cada TI de fase, por lo que, normalmente, se emplea como tal la intensidad de secuencia directa o la máxima intensidad de fase.

Cabe destacar que las intensidades de secuencia cero e inversa se usan en un gran número de unidades de protección (unidades de sobreintensidad, detectores de tipo de falta, unidades direccionales, unidades de distancia, etc), por lo que es importante emplear magnitudes fiables.

En la situación representada en la figura 4, si es mucho menor que , la intensidad de frenado basada en la intensidad suma tomará valores reducidos. Por otra parte, dado que las falsas intensidades de secuencia cero e inversa, generadas en los TIs 1 y 2, como consecuencia de los errores en los mismos, pueden tener ángulos arbitrarios, su suma puede ser elevada. Estaríamos, en ese caso, en una situación con elevada intensidad de secuencia cero o inversa y reducida intensidad de frenado, lo que podría suponer una pérdida de seguridad de la unidad.

Con el fin de frenar correctamente una unidad que opere con la intensidad suma de secuencia cero o inversa, se pueden emplear las siguientes intensidades de frenado:

– Suma de los módulos de las intensidades de secuencia directa medidas por el TI-1 y el TI-2

– Máxima intensidad de secuencia directa de las medidas por ambos TIs

– Máxima intensidad de fase de las medidas por todos los TIs

Mientras la intensidad suma de secuencia cero o inversa no supere un valor porcentual con respecto a la intensidad de frenado, las unidades basadas en la magnitud suma deberán permanecer inhibidas. Dicha condición se ha implementado en un relé de distancia de ZIV diseñado para posiciones de doble interruptor a través de la lógica programable que incluye dicho equipo. Mediante dicha lógica se ha calculado la primera intensidad de frenado citada anteriormente, se ha comparado la intensidad suma de secuencia inversa con dicha intensidad de frenado multiplicada por un factor ajustable K, y se ha utilizado el resultado de dicha comparación para habilitar una unidad de sobreintensidad de secuencia inversa. El diagrama lógico se representa en la figura 6. La lógica para la habilitación de una unidad de sobreintensidad de secuencia cero será similar a la anterior.

ANILLO7

Figura 6. Lógica para habilitación de unidad de sobreintensidad de secuencia inversa

3.2 Inversión de la intensidad sumada

En el circuito de la figura 4, si es mucho menor que , los errores de los TIs pueden producir una inversión de la intensidad sumada. En ese caso cualquier unidad direccional basada en esta última intensidad operaría erróneamente.

En la situación anterior se pueden emplear unidades direccionales que comparen las intensidades I-1 e I-2. Dichas unidades pueden estar basadas en intensidades de fase o de secuencia.

3.2.1 Unidad direccional de fase

En una falta externa, las intensidades I-1 e I-2 tienden a estar en contrafase, mientras que una falta interna dichas intensidades tienden a estar en fase. Se puede, por ello, implementar, una unidad direccional basada en la siguiente condición: , donde Iph-1 e Iph-2 son las intensidades de fase medidas por los TIs 1 y 2 respectivamente.

Como consecuencia de la carga, en una falta interna, las intensidades Iph-1 e Iph-2 tienden a desfasarse [2]. En situaciones extremas, como son las faltas con outfeed, las cuales presentan una intensidad de falta pura reducida (como consecuencia de una impedancia del lazo en falta elevada, ya sea por una elevada resistencia de falta, impedancia de fuente o impedancia del elemento protegido hasta el punto de falta) y gran flujo de carga, las intensidades Iph-1 e Iph-2 tienden a estar en contrafase en lugar de en fase. Para dichas faltas, el algoritmo antes indicado operaría incorrectamente. No obstante, cuando se produce una falta con outfeed, la intensidad que se invierte es muy pequeña, inferior a una intensidad de carga. Por ello se puede establecer un umbral mínimo para que una intensidad sea considerada en el criterio direccional. En cualquier caso, la unidad direccional de fase se puede complementar con una unidad direccional de secuencia inversa, como la descrita en el siguiente punto, que opera correctamente para faltas con outfeed. La selección de falta en la dirección de disparo se daría si cualquiera de las dos unidades direccionales, de fase o de secuencia inversa, determina que la falta es hacia delante.

3.2.2 Unidad direccional de secuencia inversa

Dado que la intensidad de secuencia inversa es una intensidad de falta pura, ésta no se ve afectada por la carga, por lo que la unidad direccional opera correctamente ante faltas internas con outfeed [2]. El algoritmo direccional viene representado por la siguiente ecuación: , donde I2-1 e I2-2 son las intensidades de secuencia inversa asociadas a los TIs 1 y 2 respectivamente.

Las intensidades de secuencia inversa I2-1 e I2-2 se utilizarán solamente si su valor con respecto a la intensidad de frenado supera un determinado umbral.

Dado que los problemas que presenta la unidad direccional basada en ISUMA se dan únicamente cuando , se puede emplear dicha condición para habilitar las unidades direccionales basadas en I-1 e I-2.

Las unidades direccionales descritas se han implementado también en un relé de distancia de ZIV a través de la lógica programable. La lógica asociada a la unidad direccional de secuencia inversa se muestra en la figura 7. K y THR representan un factor y un umbral, ambos ajustables, respectivamente.

ANILLO8

Figura 7. Lógica de la unidad direccional de secuencia inversa

3.3 Implementación de unidades de fallo de interruptor

En configuraciones de interruptor y medio o de anillo es necesario distinguir cual de los dos interruptores, asociados a una determinada posición, ha fallado, puesto que las acciones a tomar son diferentes en función del interruptor fallido. Para ello es necesario disponer de dos unidades de fallo de interruptor, que operen en base a la intensidad que circula por cada uno de los interruptores y no a la intensidad sumada.

3.4 Implementación de unidades de supervisión de interruptor

Las unidades de supervisión de interruptor, que proporcionan información para la realización de operaciones de mantenimiento del mismo, calculan la energía del arco disipada en los contactos del interruptor durante el proceso de apertura. Dicho cálculo se efectúa, generalmente, en base a la intensidad abierta por el interruptor según diferentes fórmulas: IN (N=1– 2), INt, etc . En posiciones de doble interruptor, los relés deberán disponer de dos unidades de supervisión de interruptor, cada una de las cuales tiene que emplear la intensidad que fluye por el interruptor supervisado. El hecho de sumar externamente las intensidades medidas por los dos TIs asociados a la posición impide la implementación de unidades de supervisión de interruptor en este tipo de posiciones.

4. Reenganchador en posiciones de doble interruptor

En posiciones de doble interruptor se disparan simultáneamente ambos interruptores; ahora bien, ¿cómo se realiza el reenganche?. En los puntos siguientes se describen las diferentes filosofías de reenganche.

4.1 Reenganche de los dos interruptores a la vez

Esta filosofía no requiere coordinar el reenganche entre ambos interruptores. Permite emplear relés de línea diseñados para posiciones de interruptor simple. Es necesario cablear la posición de los dos interruptores con el fin de no iniciar el ciclo de reenganche si uno de los interruptores no ha abierto. En cierres sobre falta cierra innecesariamente ambos interruptores, con el desgaste que ello supone. Cuando se abre un interruptor sin que se produzca un disparo del relé que protege la posición (apertura manual o disparo por relé de la otra posición cuando se trata del interruptor central, compartido por ambas posiciones) es necesario bloquear el reenganche de dicho interruptor. Si la protección no está diseñada para reenganchar dos interruptores, dicho bloqueo debe hacerse de forma externa.

4.2 Reenganche de un único interruptor y cierre manual del segundo

Permite efectuar cierres secuenciales de los dos interruptores. El interruptor reenganchado se define como maestro y el cerrado de forma manual como esclavo. El interruptor esclavo solamente se cerrará cuando el maestro haya reenganchado correctamente. Si se dan cierres sobre falta y el interruptor maestro se queda abierto, por disparo definitivo, el interruptor esclavo no se cerrará. De esa forma se evitan desgastes innecesarios del último interruptor. Con el fin de repartir el desgaste entre los dos interruptores de la posición, el interruptor central se definirá como maestro para una posición de la calle y como esclavo para la otra. Obviamente, esta opción no requiere relés diseñados para reenganchar dos interruptores, dado que solamente se reengancha uno de ellos. Cuando el interruptor maestro abre, el reenganchador se va a bloqueo por interruptor abierto, por lo que no hay problemas de reenganchar erróneamente un interruptor una vez que ha sido abierto. Este esquema requiere la participación de un operador.

4.3 Reenganche secuencial de ambos interruptores

Esta filosofía es similar a la anterior pero todo se realiza de forma automática. Se puede efectuar con dos reenganchadores (equipos reenganchadores independientes del relé de línea, un reenganchador del relé de línea y otro reenganchador externo, reenganchador de la protección primaria y secundaria: ver figuras 2.a, 2.b y 2.c, respectivamente) o con un solo automatismo que controle dos reenganchadores (ver figura 2.d).

Los autómatas de reenganche que permiten controlar dos interruptores están constituidos, normalmente, por dos reenganchadores, coordinados entre sí, cada uno de los cuales tiene las mismas características que un reenganchador diseñado para controlar un único interruptor. No obstante cabe destacar las siguientes particularidades:

– Se puede seleccionar el número de reenganchadores en operación (incluso en posiciones de doble interruptor puede ser necesario reenganchar un único interruptor si el otro se encuentra fuera de servicio por labores de mantenimiento). Dicha selección se puede hacer, normalmente, tanto por ajuste como por entrada digital.

– Se puede seleccionar cual es el reenganchador maestro; el otro será considerado como esclavo. Dicha selección se puede, normalmente, efectuar tanto por ajuste como por entrada digital.

– Para que el ciclo de reenganche se inicie, ambos interruptores deben haber abierto, por ello cada reenganchador tiene en cuenta el estado de los dos interruptores.

– Cuando se bloquea el reenganchador maestro el reenganchador esclavo puede quedar también bloqueado o se puede permitir que continúe su ciclo de reenganche.

– El reenganchador esclavo debe pasar por un tiempo de seguridad (destinado a continuar el número de ciclos de reenganche ajustados si la falta es permanente) tras el cierre del interruptor solamente si no lo ha hecho el reenganchador maestro (si éste se ha quedado bloqueado).

– Cuando un interruptor abre, su reenganchador asociado se va a bloqueo por interruptor abierto, por lo que no hay problemas de reenganchar un interruptor si éste estaba previamente abierto.

5. Conclusiones

Este artículo ha descrito las ventajas de los relés digitales de última generación diseñados para proteger posiciones de doble interruptor. La medida de las dos intensidades que alimentan la posición permite obtener una intensidad de frenado adecuada para las unidades diferenciales, protección de calle y unidades basadas en intensidad de secuencia inversa o cero. Por otra parte también permite implementar unidades direccionales basadas en ambas intensidades, que se mantengan seguras cuando se invierte la intensidad sumada. Por último permite la implementación de unidades de fallo de interruptor y de supervisión del mismo para cada interruptor de la posición. El automatismo de reenganche diseñado para controlar dos interruptores permite efectuar cierres secuenciales, de forma automática, con un solo equipo, sin necesidad de implementar lógicas externas.

6. Referencias

[1] Manual de instrucciones del relé de distancia modelo ZLV de ZIV, Zamudio (España), Publicación LZLV601Av01

[2] “Improved direccional comparison protection for transformers, lines and buses” – R. Cimadevilla, A. Fernández, O. Bolado – 62nd Annual Conference for Protective Relay Engineers, College Station, Texas, 2009

  • 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.

Introducción

Desde que la tecnología digital irrumpió en las subestaciones, no ha dejado de avanzar con éxito ofreciendo una alternativa, mucho más flexible y ventajosa en coste, a las tecnologías anteriores. A estas alturas, su implantación no ha llegado a ser completa y aún quedan áreas vitales en las que las tecnologías anteriores representan la única alternativa real.

La digitalización ha aportado grandes ventajas, entre las que la integración de funciones y la consecuente mejora en los costes de los equipos tienen una importancia incuestionable, pero, sin duda, la aportación que mayores consecuencias ha tenido ha sido la aparición de las comunicaciones digitales y su progresiva implantación, empezando por el acceso a la subestación desde el SCADA, para las operaciones de control y acabando como la columna vertebral de los actuales sistemas integrados de protección y control. En su estadio actual, las redes serie están siendo sustituidas por redes Ethernet y protocolos avanzados, cuyo máximo exponente, en cuanto a integración, flexibilidad y apertura hacia el futuro está representado por el estándar IEC61850.

Hay aspectos que hacen de la norma IEC61850 un paso de especial importancia en el proceso de digitalización de las instalaciones eléctricas. Uno de ellos es, por supuesto, la normalización de la información de configuración de los equipos que constituyen un sistema integrado, para lo que se han definido formatos y sistemas de intercambio de datos entre equipos, entre herramientas de ingeniería y configuración y entre equipos y herramientas. Sin embargo, desde el punto de vista del intercambio de información operativa y de tiempo real, la aportación más significativa es la inclusión del muestreo de las magnitudes analógicas dentro del ámbito del estándar (parte 9.2) y la aparición de lo que se ha dado en llamar Bus de Proceso.

Es necesario aclarar que el bus de proceso soporta no sólo el flujo de muestras analógicas sino otros elementos de información relacionados con la operación de la subestación (órdenes sobre interruptores, seccionadores, estado…). Dicho de una forma simple, en una instalación diseñada bajo la norma IEC61850, el bus de proceso sustituye al sistema de cableado que en una subestación convencional conecta el aparellaje (transformadores de intensidad, transformadores de tensión, interruptores…) con los dispositivos que conforman el sistema de protección, control y medida. La solución cableada ha demostrado, a lo largo de muchos años, ser segura y fiable aunque compleja, poco flexible y cara.

Y, precisamente, fiabilidad, simplicidad, flexibilidad y coste, y como sobre ellas influyen las posibles arquitecturas y métodos de sincronización, son las variables que han de examinarse para determinar si el bus de proceso representa, desde el punto de vista técnico, una alternativa válida y ventajosa a las soluciones cableadas convencionales. Mientras que la fiabilidad resulta irrenunciable, las otras variables deben analizarse como elementos que conforman un equilibrio. Como estándar que IEC61850 es, resulta primordial incluir en el análisis todos aquellos aspectos que tienen que ver con la interoperabilidad, campo que, como veremos, va más allá del el estricto ámbito de las comunicaciones y se adentra en la propia algoritmia de las funciones de medida y protección.

La sustitución del cableado analógico por las redes digitales supone un cambio de paradigma en el que no sólo deben analizarse los aspectos técnicos, sino también otros, tan importantes o más, que tiene que ver con las personas que han de ejercer como agentes operativos: capacitación, resistencia al cambio, confianza en la fiabilidad de la solución…

Esta contribución técnica analizará el bus de proceso desde todos los puntos de vista mencionados y expondrá el concepto de Merging Unit como el primer paso en la digitalización del aparellaje. En el estadio final del proceso, es de esperar que sean los propios elementos primarios los que se conecten al bus de proceso; en el estado actual en que la oferta de equipos con tal característica es prácticamente nula, las merging units, como interfaces entre el mundo analógico y el digital, hacen posible su incorporación al mundo del estándar IEC61850 y a sus ventajas de flexibilidad y menor coste. Este intermedio es necesario para comprobar si las ventajas teóricas que ofrece el bus de proceso se confirman en instalaciones reales; si así es, el camino quedará abierto para que una nueva generación de aparellaje no convencional se incorpore a la corriente principal de la digitalización.

Sin duda, el proceso completo necesitará varios años; cuándo y como finalizará, está en manos de las compañías eléctricas y de las ventajas y mejoras en su propuesta de valor que sean capaces de extraer del cambio de paradigma.

Requisitos para la implementación del Bus de Proceso

De acuerdo a lo dicho más arriba, existen varios requisitos que deben tenerse en cuenta si el bus de proceso ha de ser alternativa tecnológica a la sólida solución clásica. De cómo se resuelvan los problemas que cada uno de ellos plantea, dependerán el éxito o el fracaso.

Personas

La tecnología debe posibilitar el cambio y la innovación, pero las personas han de querer o, al menos, tolerar que el cambio se produzca. En términos generales, cabe esperar, como en cualquier proceso de emergencia de un nuevo de paradigma, una cierta resistencia que, en parte, se deriva simplemente del miedo al cambio. Es responsabilidad de la comunidad tecnológica y empresarial crear las condiciones para neutralizar esta situación atacando las raíces del problema.

En primer lugar, es necesario contar con las personas de la formación adecuada, lo que en un contexto de escasez de técnicos cualificados, agravado por el envejecimiento de la fuerza de trabajo, significa que no podemos dejar de contar con el valor representado por el personal existente. Se hace necesario establecer programas de capacitación que conviertan el nuevo paisaje en terreno familiar y conocido. Esta formación deberá adaptarse a la etapa, dentro del proceso de diseño y/u operación en que el técnico deba desenvolverse: diseño de redes de comunicación, ingeniería de subestación, configuración y programación de equipos, mantenimiento de los diferentes componentes del sistema…

En segundo lugar hace falta desarrollar un conjunto de herramientas que permitan operar en el nuevo entorno, con la misma facilidad que en el anterior. Quedan lejos los tiempos en que un plano de papel, un multímetro, un destornillador y un pelacables eran las herramientas adecuadas para moverse en una subestación. No cabe duda de que la instalaciones eléctricas se convierten, en virtud de la tecnología, en un lugar más abstracto y opaco a la experiencia directa; por ello los suministradores de equipos y servicios deberán desarrollar dispositivos y programas de software que ofrezcan a los ingenieros de subestaciones un ambiente de trabajo enfocado a su conocimiento específico, aquel en el que generan valor y se sienten cómodos, y que, a la vez, les permitan aprovechar al máximo las oportunidades de las nuevas tecnologías. Y esto, como hemos dicho, tanto en la etapa de diseño como en la puesta en marcha, operación y mantenimiento. En resumen, herramientas con conocimiento embebido, que ayuden a los técnicos y traten de paliar la escasez de personal cualificado.

Si ambas condiciones se cumplen, habremos construido un entorno capaz de generar confianza a aquellos que se han de mover en él y convertiremos a las personas en aliados del cambio. Todo ello, por supuesto, siempre que se cumplan los requisitos tecnológicos que hagan que el bus de proceso sea una solución ventajosa frente a la situación anterior.

Fiabilidad

La fiabilidad es un aspecto clave para la adopción del bus de proceso en sustitución del cobre que conecta el aparellaje con los IED’s de protección. Las ventajas son claras, en cuanto al coste de instalación y flexibilidad. Es necesario, por tanto, demostrar que el nuevo bus de proceso proporciona niveles de fiabilidad similares a la solución cableada. Para ello, aparte de estudios e informes teóricos, es necesario desplegar en campo soluciones de bus de proceso en paralelo a soluciones convencionales para obtener la suficiente información que permite un despliegue seguro de la nueva solución IEC 61850.

Interoperabilidad

En el espíritu del estándar IEC 61850 siempre ha estado proporcionar las herramientas para lograr la interoperabilidad entre dispositivos de diferentes fabricantes, y al igual que en el caso del bus de estación, éste es otro requisito irrenunciable de la solución que se adopte para el bus de proceso.

Actualmente ya existen numerosas experiencias reales de implementación del bus de subestación mediante sistemas multi-fabricante. La ejecución de estos proyectos ha puesto de manifiesto las ventajas disponer de equipos IEC 61850 de distintos fabricantes capaces de interoperar, principalmente la flexibilidad para la ingeniería, y la mejora de costes por reducción de cableado y de tiempo de desarrollo y puesta en marcha. Obviamente también ha habido dificultades, mayormente centradas en el ámbito de las comunicaciones.

De la interoperabilidad en la implementación del bus de proceso podemos esperar ventajas semejantes, sin embargo las dificultades que plantea van más allá del estricto contenido de las tramas comunicaciones. La arquitectura del propio sistema de comunicaciones así como los algoritmos de las funciones de medida y protección presentan problemas específicos que van a ser analizados a continuación, al igual que sus posibles soluciones. El problema de comunicaciones lo trataremos en un apartado posterior. A continuación nos centraremos en el problema eléctrico.

Problema eléctrico

Seguramente la problemática relativa a los aspectos “más” electrotécnicos de las MU representa uno de los factores más diferenciadores del bus de proceso con respecto al bus de estación.

La “frecuencia de muestreo” de las MU y de los IED han de ser tales que permitan la correcta interpretación de las medidas por parte de los IED. En la práctica el abanico de frecuencias de muestreo que cada fabricante utiliza en sus IED es muy amplio, y a su vez la norma IEC 61850 en su parte 9-2 tampoco estipula una frecuencia de muestreo única.

Soluciones a este problema puede haber varias, como que los IED remuestreen de acuerdo a su propia frecuencia de muestreo a partir de las muestras recibidas de las diferentes MU, o que las MU puedan adaptar su frecuencia de muestreo según las necesidades de los IED. En cualquier caso, a la hora de mezclar MU e IED de diferentes fabricantes este es un aspecto muy importante.

Y probablemente un aspecto difícil de identificar en primera instancia, pero que podría quitar el sueño a cualquier ingeniero de protecciones (usuario o diseñador), es el comportamiento dinámico de las MU.

Los IED actuales disponen de sus propios módulos magnéticos para realizar la medida de intensidades y tensiones a partir de los secundarios de los transformadores de la subestación. Cada fabricante dispone de su propia solución técnica, y es un hecho que la respuesta de las mismas ante transitorios eléctricos es distinto. El comportamiento ante diferentes formas de onda, ante la componente de continua de las intensidades, ante los armónicos, o la propia remanencia y saturación de los transformadores de los IED, nada tiene que ver entre unos fabricantes y otros.

Esto supone que los IED actuales han adaptado sus algoritmos de protección y medida a una respuesta específica por parte de dichos módulos magnéticos.

Cuando nos planteamos conectar IED de distintos fabricantes a una MU de otro fabricante esta problemática se pone claramente de manifiesto. Si la MU basa su sistema de medida en módulos magnéticos convencionales para luego digitalizar la señal de acuerdo a la parte 9-2, está poniendo en peligro la interoperabilidad, ya que su respuesta probablemente impedirá que los algoritmos de protección y medida de IED de otros fabricantes se comporten de la manera esperada y para la que fueron diseñados. En este sentido, hay protecciones que resultan particularmente sensibles, como las protecciones diferenciales y los relés de distancia.

La solución pasa por emplear un sistema de medida que reproduzca fielmente la forma de onda entregada por el secundario de los transformadores de la subestación. De esta manera, los algoritmos de protección y medida de los IED tienen un único patrón de comportamiento al que atenerse.

Arquitectura del Bus de Proceso

Alternativas para las distintas topologías de red

En las primeras implementaciones del bus de proceso, se puede observar en la industria dos tendencias bien diferenciadas. Algunos fabricantes abogan por un bus de proceso basado en una topología punto a punto, en la que no existe red de comunicaciones. Otros fabricantes apuestan por una topología punto a multipunto, basada en una red de comunicaciones fiable. Ambas topologías comparten la tecnología, esto es, Ethernet es la tecnología base.

En las conexiones punto a punto, los IED’s (Intelligent Electronic Devices) de protección tienen una conexión directa con todos y cada una de las MU’s (Merging Units) cuyas muestras requieren. Esta topología implica, tal y como se muestra en el figura, que los IED’s tengan tantos interfaces de comunicación punto a punto como conexiones sea necesario establecer con las MU’s. Del mismo modo, las MU’s necesitan disponer de tantos interfaces de comunicación como conexiones tengan que establecer para dar servicio a los distintos IED’s de protección y control.

Fig. 1. Bus de proceso basado en una topología punto a puntoFig. 1. Bus de proceso basado en una topología punto a punto

Tal y como se muestra en la figura, el IED1 (que participa en el bus de proceso) dispone de 3 conexiones directas con las MU1, MU2 y MU3. La MU2 necesita cuatro puertos ethernet para poder establecer conexiones directas con los IED1, IED4, IED5 e IED6.

En las conexiones punto a multipunto los IED’s de protección se conectan a una red de comunicaciones (switch en estrella representado en la figura siguiente), a la que, a su vez, se conectan las distintas MU’s. La topología representada en la figura siguiente presenta redundancia en el bus de proceso, esto es, todos los equipos se conectan a través de dos redes independientes (dos switches Ethernet NO conectados entre sí).

Fig. 2. Bus de proceso basado en una topología punto a multipuntoFig. 2. Bus de proceso basado en una topología punto a multipunto

La conexión de los equipos a la red principal se representa en línea continua, y la conexión de los equipos a la red de backup se representa en línea discontinua.

La solución de redundancia representada en la figura anterior se basa en el estándar IEC 62439 PRP (Parallel Redundancy Protocol). Esta solución es muy atractiva ya que la misma hace realidad el concepto de “bumpless redundancy”, esto es, los tiempos de recuperación ante fallos unitarios de la red son nulos. La base de funcionamiento de este protocolo se representa a continuación [1].

Una MU envía, a través de dos redes ethernet no conectadas entre sí (principal y backup), la misma trama ethernet. El IED de protección recibe las dos tramas, y descarta una de ellas. De este modo, en el caso que hubiera cualquier tipo de problema en una de las dos redes ethernet, el dispositivo de protección seguiría recibiendo las tramas ethernet, y lo que es más importante, el tiempo de recuperación ante fallos de red es cero.

Fig 3. Envío simultáneo de tramas ethernet por dos redes independientes – PRP (Parallel Redundancy Protocol)Fig 3. Envío simultáneo de tramas ethernet por dos redes independientes – PRP (Parallel Redundancy Protocol)

También merece la pena resaltar que el IED de protección en todo momento conoce el estado de ambas redes de comunicaciones, pudiendo notificar alarmas en el caso de detectar un fallo de red (caso en el que no reciba tramas procedentes de dicha red en un periodo de tiempo preestablecido).

La cuestión que las distintas compañías eléctricas deben plantearse en este punto es, por tanto, ¿Queremos un bus de proceso basado en una red de comunicaciones o nos olvidamos de la red de comunicaciones y conectamos todos con todos?

El siguiente apartado analiza ambas alternativas, resaltando sus ventajas e inconvenientes.

Comparando las distintas topologías

¿Qué topología es la más adecuada? Para tratar de responder a esta pregunta trataremos de resaltar los puntos fuertes / débiles de cada una de ellas en lo referente a los aspectos que influyen en el rendimiento y despliegue del bus de proceso.

Escalabilidad

Vamos a tratar de ilustrar el concepto de escalabilidad con un ejemplo (por centrarnos en el problema de la escalabilidad, supondremos que no es necesario ningún tipo de redundancia).

Imaginemos que la implementación de un bus de proceso consta de 2 IED’s que reciben información de 4 MU’s. Una topología punto a punto requiere que, al menos, las MU’s dispongan de dos interfaces de comunicaciones y que los IED’s tengan 4 interfaces de comunicaciones, siendo el número total de fibras ópticas requeridas 8 ó 16, dependiendo de que sea posible transmitir y recibir información por una misma fibra (estándar tipo 100BASE-BX), o se dedique una fibra óptica a la transmisión de información y una segunda fibra óptica a la recepción de información.

Una topología punto a multipunto se resolvería con la ayuda de un switch ethernet. Dicho switch debería disponer de, al menos, cuatro puertos ópticos para comunicarse con las cuatro MU, y dos puertos eléctricos para comunicarse con los IED’s.

En el caso que se requiera modificar la instalación para añadir, por ejemplo, tres trafos de corriente no convencionales, manteniendo las cuatro MU’s, ¿Cómo nos podemos adecuar a la nueva situación?

Los IED’s serían los equipos a modificar en una topología punto a punto, ya que los mismos deberían poder alojar al menos 7 interfaces de comunicación. Una topología punto a multipunto necesitaría un switch que tuviera al menos 7 puertos ópticos para poder recoger las muestras de los trafos no convencionales.

La escalabilidad, por tanto, es un factor limitativo para una topología punto a punto, dado que los IED’s y las MU’s diseñados para la misma dispondrán de un número máximo de interfaces de comunicaciones.

Sincronización

La sincronización del bus de proceso, para una topología punto a multipunto, se puede realizar mediante un reloj GPS, de la misma forma que se sincronizan los equipos que conforman el bus de subestación. Las mayores exigencias de precisión que encontramos en el bus de proceso provocan que se estén planteando otro tipo de protocolos diferentes al SNTP, como puede ser el IEEE 1588.

La sincronización de los equipos en una topología punto a punto implica que, al menos uno de los dos extremos del enlace, que tiene conexión directa con un reloj GPS, se encargue de la sincronización del otro extremo del enlace. En el caso del bus de proceso, si recordamos la figura 1 que representaba esta topología, los IED’s del bus de proceso son sincronizados mediante el protocolo SNTP gracias a un reloj SNTP conectado en el bus de subestación. Estos equipos, a su vez, son los que deben sincronizar la información recibida de las MU’s.

Otra solución posible para ambos tipos de arquitectura es definir un bus separado para sincronización basado en señales tipo 1PPS.

Jitter

Normalmente se tiende a pensar que el jitter de una solución punto a punto va a ser inferior al de una solución punto a multipunto, dado que la primera no incorpora switches ethernet y la segunda sí. No obstante, hemos de analizar muy cuidadosamente la anterior afirmación por dos cuestiones.

En primer lugar, la solución técnica adoptada por los fabricantes de IED’s / MU que incorporan múltiples (más de 2) interfaces ethernet se basa en integrar un switch ethernet, con lo que, desde el punto de vista técnico, la diferencia entre una topología punto a punto ó punto a multipunto, no está en si hay ó no hay switch, sino más bien en si vemos el switch (topología punto a multipunto) ó si no vemos el switch (topología punto a punto).

En segundo lugar, me gustaría resaltar el hecho de que el estado del arte de la tecnología de conmutación basada en ethernet asegura unos tiempos de latencia con un jitter muy bajo [2] siempre que no se den situaciones de congestión de red.

Tolerancia a fallos

A la hora de comparar la tolerancia a fallos de estas dos topologías, vamos a analizar tanto los tiempos de recuperación como los mecanismos de redundancia necesarios para cada una de ellas en dos situaciones diferentes, esto es, fallo en enlace de fibra óptica y fallo de equipo (switch ethernet) de la red de comunicaciones.

Fallo enlace Fibra / Punto a Punto: En caso de un fallo en el enlace de fibra, el IED perdería la información procedente de la MU. Para eliminar este posible punto de fallo, se debería redundar el enlace entre el IED y la MU. Esto implica que una solución tolerante a este fallo requiere, por una parte, duplicar el número total de fibras, y por otra, duplicar el número de interfaces de comunicaciones en los equipos, tanto IED’s como MU’s. Los tiempos de recuperación ante fallos podrían ser inmediatos dado que podría aplicarse una solución similar a la planteada por el protocolo PRP.

Fallo enlace Fibra / Punto a multipunto: El uso de dos redes de comunicaciones separadas físicamente, tal y como se plantea en la descripción de la topología punto a multipunto representada en la figura 2, permite disponer de una arquitectura tolerante a fallos de enlace de fibra óptica y a fallos de switch. Los tiempos de recuperación son de 0 ms.

Fallo switch ethernet / Punto a Punto: La topología punto a punto no se ve afectada por este tipo de fallo.

Fallo switch ethernet / Punto a Multipunto: Aplica lo comentado en el caso de fallo de enlace de fibra óptica.

Coste

La comparación del factor coste entre ambas topologías es complicada. No obstante, sí parece evidente que existen unos costes adicionales dependiendo de la topología seleccionada, así, para una topología punto a punto, podemos esperar IED’s y MU’s de mayor coste, dado que requieren un número de interfaces de comunicaciones superior al requerido por una topología punto a multipunto. También, para la topología punto a punto, el número de fibras ópticas requeridas es mayor. El sobrecoste de la topología punto a multipunto viene dado por el equipamiento de red de comunicaciones requerido.

Interoperabilidad

No querríamos terminar esta comparativa sin hablar brevemente de la interoperabilidad. Y en este punto, sinceramente, no vemos ventajas a ninguna de las dos topologías. La interoperabilidad depende, en nuestra opinión, fundamentalmente de la compañía eléctrica. Si ésta quiere que en sus subestaciones las soluciones IEC 61850 propuestas por varios fabricantes sean interoperables, ésta se conseguirá. Esta búsqueda de la interoperabilidad requerirá un mayor esfuerzo inicial para la compañía eléctrica, aunque los beneficios a medio plazo (aseguramiento de suministro al mejor precio, al tener distintos proveedores) serán mucho mayores que soluciones IEC 61850 cerradas de un único fabricante.

Conclusiones

Parece que indefectiblemente el bus de proceso va a ser una realidad en los próximos años. En la actualidad se están empezando a desarrollar en el mundo las primeras experiencias piloto.

Esta primera va a ser una etapa intermedia en la que se utilicen MU conectadas a transformadores de medida convencionales. Exigirá que se resuelvan aspectos de las comunicaciones, pero no habrá de requerir cambios en la algoritmia de los IED de protección y medida.

En una segunda etapa probablemente se utilizarán MU conectadas a transformadores no convencionales. Los aspectos de comunicaciones ya estarán resueltos previamente, y los desarrollos se enfocarán en la adaptación de los IED a la respuesta eléctrica de estos transformadores no convencionales.

Y en lo referente a la arquitectura de comunicaciones para el bus de proceso, podríamos concluir que una topología punto a punto puede ser la opción más adecuada para un número pequeño de conexiones entre los equipos que conforman el bus de proceso (cuatro podría ser el número de interfaces adecuado para un IED / MU). A medida que crece el número de equipos que deben intercambiar información en el bus de proceso, debiéramos desplegar una topología punto a multipunto.

REFERENCIAS

[1] José Miguel Yarza, José Antonio García Oviedo y José Miguel Arzuaga, “Ethernet Process Bus, assuring its availability”

[2] Aitor Arzuaga, “Ethernet in electrical substations: Latency”

 

  • 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.

  • 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.

  • 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.

 

  • 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.

  • 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.

Copyright © 2018 ZIV. All rights reserved.