Introduction

From last 70s, as a result of the political situation that led to a decline in oil production, the developed world became aware of its energy dependence and hence its vulnerability. On the other hand, the human habits of energy consumption have become an increasingly obvious influence in greenhouse gases and the threat for climate change. This situation is also coupled with growing energy demand, higher quality of service and demand response requirements, in addition to a greater difficulty in expanding conventional power infrastructure, resulting from a growing social awareness of environmental conservation.

In response to the above concerns, the grid began to change and paved the way towards the new paradigm depicted in figure 1. The road to reach this new scheme will not be easy and will need the intensive use of information and communication technologies, all of them already available.

There is no doubt that the intelligence should be incorporated at all levels of the electrical network, but it is at distribution level (medium and low voltage) where the investment in technology is more necessary; this level is the contact line between the DSO and the greater number of users of the electrical grid. Today, these users are changing their role, they continue being consumers of energy, but they are more and more true users of the grid, acquiring a more active participation and becoming more demanding of an excellent service and quality.

But when talking about improving the distribution grid, the number of installations is so large that it is difficult to justify the necessary investment, meaning that the steps to be taken need to be analysed and measured.

Figure 1: The Grid of the Future

1. Making the SmartGrid Real

The Grid of the Future, also called as SmartGrid needs to incorporate technology, but this is just a layer necessary not by itself but to build the foundation for the upper layers containing the software applications that constitute the true intelligence of the grid. No matter which functions we think on, the first step is to make the grid visible, that means to collect raw data (measurements, status of breakers and sectionalizers, alarms…) to feed the upper applications that will convert them in information and knowledge with a higher level of abstraction to be used by human operators or automatisms to manage not only the grid itself but also the users connected to it.

Making the end users visible is the first step to provide them with new services and also, to make them capable of participating as active players in the new scenario (active demand, DER providers…). it is necessary to install smart meters within its premises and also a communication system that transfers the energy information to the remote center and upper applications and sends information and commands from those centers and functions to the meters.

To make the distribution grid visible, we need to connect sensors and RTUs within the secondary substations. Those RTUs will be true IED (Intelligent Electronic Device) with more functions, as it will be seen later, than just gathering measurements and statuses of switchgear.

Finally, it is necessary to communicate the system with the remote centers where the upper level applications are located (SCADA, EMS, customer management…) through a flexible communication system.

figure 2 shows the global system architecture, in accordance with the ideas mentioned above.

Figure 2. Global System Architecture

2. Background

In Spain, all meters must be replaced by smart meters by dec 31st, 2018. The purpose of this is to give the end users the possibility of enjoying energy services other than just power. This is an important step on the way to the SmartGrid and constitutes an innovation driver because it makes necessary to deploy a communication infrastructure that opens the possibility of later installations of other electronic equipment and applications to incorporate intelligence to the grid.

In this new scenario, the utilities are, of course, interested in keeping the present situation of having several providers of technology and equipment without the telecommunication system being a barrier but an open field where several players can play and interoperate without problems. As a consequence of that, a great opportunity appears for utilities and meters manufacturers to work together and develop open protocols allowing multivendor solutions; this is the case of PRIME technology that will be briefly described below.

3. PRIME system

PRIME (PoweR line Intelligent Metering Evolution) is one of the prominent upcoming power line communication standards, targeted for use in smart metering applications. The PRIME PHY / MAC specifications are open and developed by the PRIME alliance, an industry consortium that includes utilities, meter vendors and semiconductor suppliers. PRIME employs OFDM modulation in the Cenelec A band (9 – 95 kHz), and achieves data rates from 21 kbps to 128 kbps at the PHY layer. The PRIME MAC is based on a tree structure, and features a novel node discovery and network building process. PRIME converges to IPv4 and IEC-432 at the network layer, and is evolving to support IPv6.

4. Pilot Projects

If we mix all previous ideas:

• Obligation of installing smart meters
• Deployment of a communication infrastructure up to the end user premises
• Need of testing not only the interoperability of meters from several vendors, but also new functions to supervise the low voltage grid
• Possibility of improving at a relative low marginal cost, once installed the communication network, the visibility, the operational characteristics and the efficiency of the distribution network

We have created the conditions to make very attractive the possibility of launching pilot projects to test those ideas in real conditions.

On that sense, IBERDROLA, one of the world bigger utilities, located in Spain, decided to put all those ideas above together and initiate the way to the SmartGrid by starting a project, called STAR, with the target of reaching valuable conclusions to get ready for the moment when a massive deployment is necessary.

For this purpose a medium size city, located on the Mediterranean coast, was chosen. The name of the city is Castellón de la Plana and the main parameters of the project (STAR project launched in 2009) are as follows:

• 175.000 inhabitants
• 100.973 points of supply
• 583 Secondary Substations
• Grid topologies and densities resemble the average of IBERDROLA’s Grid.

It is important to note that IBERDROLA and other utilities had already begun with medium to wide scale projects and deployments, but in all cases much smaller in size (several new blocks of apartments, instead of a complete city) and limited to the installation of meters from just one vendor (ZIV) and using non standard PLC technology.

The main goals of the project are:

• Fulfill the regulatory requirements to install smart meters.
• Take advantage of the above to modernize secondary substations and to add SmartGrid functions to them:

• LV grid voltage monitoring
• MV grid voltage monitoring
• Directional Fault Detection
• Alarms
• Automation
• Next generation central AMM System, SCADA

Just to give an idea of the difficulties found during the project, it could be interesting to describe the main differences between the previous initiatives and the STAR project:

• The size of the test field – A city instead of just a few blocks
• The existence of a network already in use that needs to be kept in service to continue providing energy to the users
• The inclusion of the Secondary Substations, as part of the project, to accommodate new functions of distribution automation
• Old Secondary Substation coming from all technologies stages: open air switchgear, gas isolated switchgear and masonry with a history of very low previous investment
• Several providers for every type of equipment to be installed: meters, concentrators, communication nodes, remote terminal units…

5. Deployment and equipment

Besides installing smart meters, other equipment should be installed to fit the goals of the project. The meters were installed at the end user house or premises, but all other devices have been mounted within the secondary substations, acting as network communication nodes instead of previous grid energy nodes.

Figure 3 shows a diagram including all the generic functions, already mentioned, to be installed within the secondary Substations.

Figure 3. Secondary Substation Architecture

The global desired functionality has been split into different devices attending not only to technical considerations, but also to maximize the flexibility of adaptation to different types of secondary substations keeping on mind the possibility of procure the equipment from several vendors:

• Metering concentrator connected to downstream smart meters and including low voltage supervision functions. There will be as much concentrators as number of MV/LV transformers installed in the substation.
• Remote terminal units (RTU) connected to current and voltage sensors, switchgear statuses and other sources of alarm, to provide medium voltage supervision and automation functions. In this case, the number of units will depend on the topology of the substation and the number of lines to supervise. In general there will be N-1 terminals, being N the total number of lines.
• Communication node connected to concentrator and RTU giving them the capability to communicate with the upper control centres (metering and SCADA).
• Medium voltage sensors, connected to the remote terminal units, to capture the value of voltages and currents to be used by the MV and central SCADA supervisory functions.
• Battery and charger to provide power to all other electronic equipment. As it will be explained below, there are substations where neither the battery nor the charger is needed; in this case the equipment is powered directly from the low AC voltage.

Figure 4 shows the relations among all the mentioned equipment (the charger and the battery not shown for clarity). It is important to note that, for safety reasons, there will be a 10 kV level of isolation between the remote terminal units and the remaining devices (concentrator and communication node).

Figure 4. Secondary Substation. Supervisory and communication equipment

6. Communication architecture

As shown in figure 4, there are several devices to be installed in the substation, and all of them need to communicate not only with some control centre but also among them. The communication architecture is also depicted in figure 4.

Ethernet has been chosen for all internal communications, applying different protocols depending on the application. The communication node acts as a router and it generates two different VLAN’s to keep the traffic separated between LV and MV supervisory applications.

All remote terminal units are connected to the same VLAN exchanging real time data by means of IEC61850 GOOSE services without a complete standard implementation, but making easier future standardization. Exchange of data to and from the control centre is done according to IEC 870-5-104 standard; but even when several devices can exist in the same substation, all of them are seen from the SCADA as a single one; for this purpose one of the devices has the role and function of gateway. By doing this, no matter how many units are used, the SCADA centre sees only the substation as a whole.

As said before, there are as many concentrators as transformers in the substation; all of them are connected to the same VLAN, different from the one used by the MV remote units. For this application, DLMS over web services is the protocol used. The concentrators receive data from the smart meters through the power lines by using the same DLMS protocol but over PRIME, the technology described in a former paragraph.

The communication node has the purpose of communicating the substation to the upper centres, data upwards and commands downward, as well as of providing with the maximum flexibility for the secondary substation external communication. Depending on its location, the optimal solution could be different and the node should support the maximum possibilities, even all of them if possible. In this project, the alternatives used were: GPRS, medium voltage PLC and ADSL; in the first case the GPRS modem is integrated within the communication node, but in the other two, it is necessary to use a separate modem to complete the solution. Only with GPRS and ADSL, the substation can reach the control centres, but when medium voltage PLC is used, the communication up to the centre is completed through the node installed in other substation that has any alternative out from the other two (ADSL, GPRS).

Figure 5. Communication architecture

7. Equipment characteristics

In the following paragraphs, the specific characteristics of the equipment used are summarized.

7.1 Remote terminal Unit. Medium voltage supervision

• 7 analogue inputs ( 3 from voltage sensors plus 4 from toroidal current transformers)
• 32 samples per cycle
• 12 programmable digital inputs
• 6 programmable contact outputs
• 1 in service contact output

The equipment measures phase currents and voltages directly from external sensors and calculate sequence voltages and currents, phase to phase voltages, frequency, active and reactive power per phase and apparent power (S).

There are two different types of units:

• Data acquisition unit (DAU). This is the “basic” unit with all the inputs, outputs and functions described above.
• Central unit (CU). It also has the capability of retrieving data from the other “basic” units installed in the substation and sending them to the SCADA centre through IEC 870-5-104 protocol.

There will be always one CU unit per substation and depending on the topology, there will be zero, one or more CU units.

Figure 6. Different secondary substation topologies

The connection among the devices is done by means of an electrical Ethernet network and RJ45 connectors; the exchange of information is accomplished by using IEC61850 GOOSEs.

From the SCADA centre, no matter how many remote terminal units are in a secondary substation as all of them are seeing as a single equipment.

Figure 7. Remote terminal units interconnection

7.1.1Functions. Fault passage indicator

The fault passage indicator function is activated when any fault in the medium voltage circuit causes the trip of the primary substation line breaker. The coincidence of a directional overcurrent activation and a drop of voltage should occur to consider that there is a fault indication in the correct direction.

To get a reliable indication, the unit has several phase and ground directional overcurrent units, combined with inverse and zero sequence directional units and over/undervoltage units.

The activation of this function is received in the SCADA centre through the communication network. By examining the pattern of units activated it is very easy to know the line section where the fault is located and send the maintenance team directly to the right place to clear the problem.

In those secondary substation where the switchgear is motorized, the fault passage indicator initiates an automatism that works in combination with the line recloser (at the primary substation) to isolate the faulted line section, allowing to restore, very fast, the service to the healthy line sections.

9.1.2 Other supervisory functions

To improve the fault passage indication function in order to achieve a faster search for the fault, the device includes a fault distance calculation algorithm.

To supervise the wave quality, the equipment includes several measurement elements, in accordance with the standards (In Spain: UNE-EN 50.160):

• Harmonic contents of (Va, Vb, Vc, Ia, Ib, Ic, In ) to the 9th harmonic
• Harmonic distortion factor (FD)
• Total harmonic distortion (THD)
• RMS measurement of (Va, Vb, Vc, Ia, Ib, Ic, In)
• Undervoltage counter
• Overvoltage counter
• Voltage and current unbalance counter

7.2 Low voltage concentrator

The low voltage concentrator is a fundamental element in the communication architecture for a remote metering management system (AMR and AMM). Its main functions are:

• Smart meters polling based on a task program
• Non volatile memory capacity for the data gathered from 2000 meters during one month
• Automatic meters registering in and out without user intervention
• Automatic configuration of routing to access all devices
• Reading management and non volatile data memory for the information to be send to the metering centre. Memory capacity for 2000 meters / 1 month data
• There is one energy meter included as part of the concentrator to totalize and check the energy supplied downstream

The concentrator acts as low voltage master. It keeps the list of meters connected to it and stores and manages a copy of the data gathered from them.

The retrieved metering information is:

• Status of the Power Control Switch included in the meter (this switch, controlled by a thermal characteristic, opens the circuit when the consumption exceeds the contracted power)
• Smart meters polling based on a task program
• Instantaneous measurements of voltage, current, active and reactive power and power factor (total and per phase)
• Load profile of all meters
• Real time values and last billing (active and reactive energy, maximum power. Total values and per tariff)
• Daily summary
• Meters quality events

The equipment automatically detects the connected meters downstream according to an actualization interval table. It also has a programmable interval for unregistering the meters because a breakdown or because the meter has been uninstalled. This operation can also be done manually.

The gathered information will be send to the distribution company either automatically or on demand.

The characteristics of the concentrator allow other very useful low voltage supervisory functions:

Failure detection: As the concentrator includes a totalizer counter and the list of meters on every line, it can be used to detect the failure of a specific low voltage circuit. When a group of meters stops measuring energy consumption simultaneously, it indicates a failure in the circuit to which they are connected, as indicated in figure 8. Again, as in the case of the fault passage indicator, this allows the maintenance team reacting very fast to restore the service.

Figure 8. Failure detection

Fraud detection: When the energy measured by the meter embedded in the concentrator is not equal to the sum of the energies measured by the meters downstream, it indicates a problem that can be caused by a fraudulent intervention on some of them.

Figure 9. Fraud detection

Grid topology detection: This characteristic is based on a service provided by PRIME technology. When the voltage wave crosses through zero, the concentrator sends an interrogation to the meters; all of them answering with a zero crossing detection are supposed to be connected to the same phase.

Figure 10. Grid topology detection

Unbalance control and notification: As the concentrator is measuring current, power and energy in a per phase basis, it can detect any unbalance in the energy consumption

Figure 11. Unbalance control and notification

7.3 Communication node

As said in previous paragraphs, there are several technologies available to deploy a network to interconnect the secondary substation to the utility backbone. For that reason the proposed equipment to be used includes, besides an eight ports managed switch, three different options for the connection to the backbone:

• Optical fiber
• GPRS
• PLC for MV
• Up to 256 different VLANs

7.4 Sensors and couplers

To make the remote terminal unit capable of measuring the voltages and current in the medium voltage circuit, it is necessary to incorporate sensors with enough accuracy to be useful for the applications defined by the utility: 2% for currents and 1,5 % for voltages.

But the accuracy is not the only and more problematic requirement. It has to be taken into account that the grid and switchgear were old and they were designed without supervision and measurement requirements. This means that the sensors have to be designed considering the lack of space and the diversity of secondary substations available. To capture the currents toroidal transformers have been used, while resistor and capacitor dividers were employed for voltage measurement.

At this level of voltage there are no standards describing the interface between the sensors and the electronic so both elements are to be considered as two pieces of the same function being the supplier of the electronic and sensors the same to guarantee and optimal performance of the two parts.

We can summarize the problems to face up, considering the three different types of installation found:

• Masonry Secondary substations

• Isolator size determines the internal diameter of the toroidal transformers.
• Because of the diversity of installation, resistor dividers have to be mounted on customized assemblies.
• Energy service must be interrupted to rework it.

• Secondary substations with open air switchgear

• Current transformers in cables.
• Wall-mounted resistive dividers.
• Power supply must be interrupted to rework it.

• Secondary substations with Gas Insulated Switchgear (GIS)

• Size of “T” connectors.
• Voltage capture with capacitive dividers.

Figure 12. Voltage and current sensors

7.5 Power supply. Charger. Battery

The main characteristic of the charger are:

Input voltage: 160 – 260 Vac 50 Hz

Output voltage: Regulated 48 Vdc

Output power: 50 W to the load

Battery charging current: 0,1 to 1,2 A (configurable)

Battery type: Watertight PB

Battery capacity: 2 to 15 Ah

As said before, not all secondary substations require battery and charger to power the installed equipment; the criterion to install a battery is to make sure that all information generated finds a path to reach the centre were the data are going to be processed and used. For example, in a substation where only low voltage supervision is installed, the existing equipment will be powered directly from the low voltage AC, without a battery, because if the installation loses the power, it will not be available data to be sent to the centre. On the contrary, when there are MV supervision functions implemented, there will be data that the SCADA needs to know even in cases when there is no low voltage available (for example, the low voltage can disappear if the sectionalizer is open, but the SCADA needs to know the status of the switch and the voltage at the MV side).

However, there is one case where the battery is still required under single LV supervision functions; this is when that particular communication node (using ADSL or GPRS comms) supports the communication of other neighboring node linked through MV PLC. Under this situation, that “key” node has to be necessarily powered-up to guarantee the correct data transfer coming from such neighboring MV supervised substation for example.

Therefore, as a general rule, the communication node is to be powered-up with the same type of source that powers the equipment to which is serving.

8. Physical implementation. Cabinets. Installation

As said before, the project was deployed in a grid that was in operation and with a lot of different types of secondary substations. Deploying such ambitious project, with the grid in operation, makes the task very difficult, so before starting with any installation it is necessary to examine the sites to decide which the best solution for every location is. The aim is to minimize the time during the station is out of operation and have the problems solved before final installation. The chosen solution should also be mounted and tested before starting installation in site.

The difficulties come not only because the grid has to be in service, but also because of the substation variety, keeping on mind the fact that they are old and designed without taking into account the present needs; even the available room is a big problem in some of the cases. In Castellon one can find three different types of installations: masonry, air switchgear and gas insulated, each with specific types of problems.

To have the possibility of having most of the work in advance, the equipment to be installed is mounted into cabinets of different sizes and functions, depending on the needs of the specific location where they are going to be installed. To keep maximum flexibility, the utility defined several types of cabinets to include the necessary equipment to be mounted in every substation.

The main criteria to decide how the cabinets should be were: room available, electrical separation between low and medium voltage supervision equipment, communications, electrical isolation, mechanical and environmental characteristics, accessibility… Putting all that together the size of the cabinets was defined and, as a consequence of that, the maximum size of the devices to be installed inside. Two of the several possible solutions is shown in figure 13.

Figure 13. Different cabinet solutions

9. The future

It is difficult to have an exact idea about the future of the grid considering all the variables that have some influence on it. The only think we can do is to make a reflection about the main lines of influence on this such interesting future.

Very likely, power electronics will be present in the secondary substations to cover different purposes: power conversion, reactive power compensation, voltage regulation, voltage dip compensation, flicker mitigation, harmonic compensation, waveform optimization, power loss reduction in HV/MV… and many others that the future will make appear.

Integration is a friend that always comes together with cost optimization and technological innovation; according with this tendency we will find fully integrated secondary substations with all required “intelligent” functions in a single device, two at the most. And probably energy storage will be part of this integration.

Supervisory functions will evolve to advanced automation features with the intelligence dispersed through the grid thanks to the application of all the possibilities the communication technology can support.

And do not forget the electrical vehicle that, for sure, will make new requirements to be implemented in the secondary substation, as they are interfaces between grid and loads that will have the purpose of optimizing the management of new energy services.

10. Conclusions

The need of implementing a remote meter management system makes necessary the deployment of a communication system. Once that this is done, it is reasonable to think about what other benefits we can be obtained from it in the way to the SmartGrid, and analyse the steps to be done. The supervision and monitoring of the grid appears as the first step to make the electrical world visible to other future applications.

It is important to develop a pilot project in the real world, not just a demo, to show the possibilities of the technology. Why? Because, for sure, the technology is ready, but we need to know in advance the problems we are going to find when we face up a large scale deployment.

Once the need of the pilot is clear, it is necessary to select the right and representative place and to establish a site survey to the installations to be refurbished. After these visits, we can conclude to review plans and targets to guarantee the final success.

And we must have always present that the grid have to be kept in operation while we work on it and also giving the same quality of service while evolving to the next level, what means that we need to make a true revolution, but by evolution.

Finally, it should be noted that the success depends on the existence or development of standards of different types: communication, measurement interfaces… to guarantee the flexibility to install equipment and application from different sources.

Abstract

It is a well-known fact that things are changing for the electrical network; during the last years, due to several factors:

• Climate change
• Fuel prices
• Intensive use of electricity in the digital economy
• Increased deployment of Distributed Energy Resources (DER) at different voltage levels
• Evolution of traditional consumers of electricity that have become also producers, changing their role of users of electricity to users of the network
• …

As a consequence of that, it is necessary:

• To improve the quality of service and the quality of energy
• To be more efficient on the use of the energy
• To manage the demand actively to optimize the use of the network
• To incorporate the end users as active agents in the market of energy and services.
• To be able to integrate effectively the DER
• …

All above requires increasing the smartness of the electrical grid, especially at distribution level, incorporating intelligence into the secondary substations, making them visible and capable of giving information about the state of the medium and low voltage network. That means installing sensors, measurement capability, communications, actuators, IEDs… And all this while the system continues working, coping with old installations that were not designed taking into account the new requirements.

This paper describes the experience obtained during the deployment of a supervision system in a real network in a medium size city located in the Mediterranean coast of Spain. It was necessary to develop different solutions that took into account the diversity of installations derived from the technical history of the utility owner of the network. A wide range of technologies were used to get an optimized application: electromagnetic sensors, materials engineering, Ethernet, power line communications, IEC 61850…

Finally, a glance into the future is provided, examining were the authors think the technology is going to, helping the network to achieve a revolution by evolution.

Biography

Rafael Quintanilla was graduated in Electrical Engineering from the Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (Superior Engineering School) of Bilbao, Spain in 1977. He started working for General Electric in Zamudio, Spain as a Protection Design Engineer participating in the first project on modular relays for distribution developed by GE. During his work for GE, he had different responsibilities: Design Engineer, Application Engineer (as Line Protection specialist) and finally Design Manager.

In 1993, he started working for ZIV as Design Manager, being promoted to ZIV P+C General Manager some years later; nowadays he is the General Manager of ZIV Grid Automation division. Until now he has participated in the conceptual design of most products (software and equipment) from ZIV related to protection and control.

During his professional life, he has written several technical papers and nowadays he is a member of several technological platforms (distributed energy, active networks, embedded systems…) in Spain.

José Miguel Yarza holds a Bachelor Degree on Electrical Engineering from the University of Basque Country, a Master Degree on “Quality and Security in electrical energy delivery. Power system protections” from the same University, and a MBA from ESEUNE Business School.

He is currently Application and Development Manager for ZIV GRID AUTOMATION, where he has worked for 15 years.

He is a member of AENOR SC57 (Spanish standardization body), several CIGRÉ working groups, and IEC TC57 WG10.

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

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.

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 como , 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:

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:

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.

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:

Dicha ecuación puede expresarse de la siguiente forma:

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 con 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.

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.

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 – ZIV P+C

Ainhoa Fernández Valdivieso – ZIV P+C

Proper protective relay behavior is of key importance to minimize system degradation and to stabilize the system as quickly as possible. Incorrect relay response during frequency excursions is bound to aggravate an already deteriorating situation.

This paper describes how conventional distance protections are affected by frequency variations and how digital technology allows designing reliable protective relays that will behave correctly under such conditions.

Real cases are used for illustration, showing distance protection operations without any provisions for frequency changes. The cases are reevaluated with the same distance protection after adding adaptive algorithms to track system frequency.

The paper includes a description of the problems encountered when implementing the adaptive frequency tracking algorithms and the solutions chosen to ensure reliability independent of system conditions.

Introduction

Frequency variations occur due to imbalance between generated and consumed power. This situation may be caused by:

• Variations in load demand or power generated: An overload of the system caused by excessive load and insufficient generation results in a decline in system frequency while disconnection of loads will increase the frequency.

• Power system faults or line switching: A redistribution of load flow by re-routing produces changes in power transfer between different portions of the system or between interconnected systems which result in frequency fluctuations until a new equilibrium is established between generation and load.

The magnitude and duration of frequency variations depend on the level of imbalance between generated and consumed power and the response to this imbalance by the generators (inertia of the rotating machines and generation control systems). If the frequency excursion is caused by a fault, the duration of the frequency variation is a direct function of how long it takes for the fault to be cleared.

Frequency variations can endanger system stability and may cause damage to generators and, in particular, damage of steam turbines. Frequency below nominal frequency produces, at nominal voltage, over-excitation of generators with severe heating as a result. In addition, when reducing the turbine’s rotating speed the frequency may approach the resonant frequency of the rotor blades and cause serious blade fatigue. The effect is cumulative so that the problem is exacerbated every time the turbine is subjected to an under-frequency situation. It is also important to note that low frequency could cause the power plant auxiliaries systems to trip out by reduced pump outputs and fan speeds with the result of having to take the generator station off line.

Generators are provided with regulation systems to correct any load-generation imbalance that may occur. All generators driven by turbines include a turbine governor (primary regulation) which changes the flow (of steam, water or fuel) that enters the turbine when the speed is no longer in synchronism with the system. The control slows down the frequency excursions by correcting imbalances between generation and demand, in case they are not excessive. However, while the primary frequency regulation may stop the excursion, it does not return the frequency to its nominal value. To achieve the last goal there is another control (Automatic Generator Control), which operates on a global level and is active over large areas of generation but with a longer reaction time.

When there is sufficient spinning reserve, a sudden increase in load demand can be compensated for via the regulating methods for generators previously mentioned. However, if the available generation has reached its maximum, the frequency will start to decline. In this case, it is necessary to initiate a selective disconnection of loads (load shedding) with the object of restoring the frequency to normal levels. Carrying out the load shedding in the required time frame is critical as otherwise a continuing decline of frequency may trigger the generator under-frequency relays and making the problem worse. In regions with lack of generation interconnection of grids is of great importance as it allows use of spinning reserves in a neighboring system.

If the generator control systems and system control load shedding operate as intended, the frequency can be maintained within the established margins. However, the reaction time of these systems may not be sufficiently short to handle large generation/load imbalances caused by loss of large blocks of generation or trip of an important tie line with severe frequency variations as a result.

Power systems lacking strong interconnections and without sufficient spinning reserves are likely to suffer frequency excursions. In addition, frequent defects or failures (or inadequate programming, which could increase reaction time) of the regulating control and these power systems often exhibit frequency variations far above admissible levels. This paper has taken into account real cases with frequency deviations larger than 10% from nominal.

Frequency variations have a major impact on protective relay response, especially for distance relays as will be discussed in detail in this paper. Frequency variations occur during stressed system conditions and it is critical that protective relays remain fully operational as the power system is very vulnerable to further disturbances at this time. Both loss of security (undesired tripping) and loss of dependability (no trip) could aggravate the situation. An undesired trip during a frequency excursion is counterproductive to the operational strategy to correct the problem. On the other hand, excessive restraint resulting in lack of tripping for a fault that caused the excursion or for a fault that occurs during the excursion, will further aggravate the situation.

Influence of Frequency Variations on Relay Measurement

Frequency variations in the power system with respect to nominal frequency produce errors in Fourier filter (DFT) calculations as the samples used no longer equal exactly one cycle. Figure 1 and Figure 2 show the resulting magnitudes and phase angles for phase voltages calculated at 48 Hz for a Fourier filter designed for a sampling frequency synchronized to 50 Hz. As it can be seen, there is a ripple in both magnitudes and angles. All the angles represented are relative to VR (phase A voltage). If they were shown as absolute angles, they would have a slope added apart from the ripple, directly related to the frequency variation.

If the system frequency differs greatly from the nominal frequency, the calculation from a filter without frequency tracking can result in considerable errors in the relay measurement.

Influence of Frequency Variations on Distance Relays

Distance relay measuring algorithms perform comparison of phasors derived from voltages and currents and settings related to the protected line. Frequency deviation from nominal frequency produces errors in the calculations used for measurement and may cause undesired tripping of the relay. Figure 3 is illustrating the apparent impedance of a 3-phase fault seen by a distance relay at 48 Hz frequency on a 50 Hz system. The impedance locus corresponds to the samples from half a cycle of the signal. As is evident from the illustration, the measured impedance is not constant but varies continuously. The amount of variation increases with increased deviation from nominal frequency.

However, the tendency of a distance relay to misoperate for a frequency variation is not predominantly caused by the previously mentioned impedance calculation errors as they are relatively minor even for a comparatively large frequency deviation. The main cause for undesired tripping is due to the way memory polarization is utilized, as will be discussed below.

Distance relays algorithms generally employ a memorized voltage taken several cycles before the fault inception in order to ensure correct operation for the following conditions:

• Faults with low voltage at the relay terminal, where the polarizing voltage is below the signal threshold required for accurate voltage measurement.

• Faults with voltage inversion on series compensated lines.

• Faults in applications with capacitive voltage transformers (CCVT’s) that may generate significant transients, especially for low voltage faults.

The memory times required for the polarizing voltage depend on the type of fault and the system characteristics. We will examine each of the above three cases separately:

Faults with low voltage at the relay terminal, where the polarizing voltage is below the signal threshold required for accurate voltage measurement.

In general, low- or zero-voltage faults occur for faults very close to the relay terminal where there is little line impedance between the relay and the fault location. Close-in faults are located within the relay Zone 1 reach. As Zone 1 trips instantaneously, the polarization memory time required is very short. Typically 2 – 3 cycles’ memory is sufficient.

However, in applications with high source-to-line impedance ratio (SIR) the voltage may drop to a very low value also for external faults, beyond the remote line terminal in Zone 2 or even Zone 3. The distance units should remain asserted until the corresponding timer has timed out and it may be necessary to increase polarization memory time up to Zone 2 or Zone 3 time delays.

Faults with voltage inversion on series compensated lines.

Forward faults on series compensated lines may cause a voltage inversion at the line terminal. In general this happens only for Zone 1 faults as for a fault within Zone 2, the inductive reactance between the voltage transformer and the fault location is larger than the capacitive reactance introduced by the series capacitor. Therefore, the polarizing voltage memory time can be comparatively short. However, in case clearing times of reverse faults by adjacent line protections are excessive, memory time might need to be extended to prevent undesired tripping until the relay protecting the faulted line section has tripped.

Faults in applications with capacitive voltage transformers (CCVT’s) that may generate significant transients, especially for low voltage faults. For applications with CCVT’s, the voltage polarization memory time should be long enough to last during the subsidence of any transient produced.

The use of longer polarization times presents a serious problem for distance protection in the presence of frequency excursions. A change in frequency will cause a phase angle shift between the frozen memory voltage phasor and the actual voltage phasor. This shift is especially detrimental for distance relay Mho characteristics.

The Mho characteristic is formed by comparison of the angle between an operating quantity and a polarizing quantity:

(1)

Where

I = the fault current for the impedance measuring unit (AG, BG, CG, AB, BC, or CA)

V = the fault voltage for the impedance measuring unit (AG, BG, CG, AB, BC, or CA)

Vm = the polarizing memory voltage (AG, BG, CG, AB, BC, or CA)

Zn = Zone n reach setting

The mho characteristic operates when the angle between the operating quantity and the polarizing quantity is less than 90 degrees:

(2)

Figure 4 is showing the phasors and the resulting mho operating characteristic in an impedance plane.

Using the criterion in (2) we will examine the effect of a decrease in frequency on the mho characteristic. The example of the frequency variation used is a real-life event as experienced by a utility in South America on their power system. Figure 5 shows the frequency variations experienced by this utility during one hour time period.

Figure 6 shows the largest frequency variation over a short period of time. It can be observed that the frequency declines from 50 to 44 Hz in about 3 seconds, giving a rate-of-change of frequency of around -2 Hz/s.

The Zone 1 reach setting was 4 ohms. During the frequency excursion shown above, there was also a decrease in system voltage equal to about 1 V per second, measured on the secondary side of the potential transformer.

Before the frequency excursion occurred, the angle between the operating and polarizing quantity was close to 180 degrees  and consequently, the apparent impedance was far outside the mho operating characteristic. However, the frequency excursion produced a shift of the memory voltage phasor with respect to the actual voltage phasor as can be seen in Figure 7. This shift caused a decrease of the angle between the operating and polarizing phasor and in Figure 8 it can be observed that after about 450 ms, the angle approached the 90 degrees required to fulfill the trip criterion.

Consequently, even though there is no fault on the line (or external to the line) the use of very long polarizing memory time can cause undesired tripping by a distance relay mho characteristic during frequency excursion conditions.

The results obtained above for non-faulted conditions are also valid for a system under fault conditions; the mho elements tend to overreach for decreased frequency and underreach for increased frequency.

It is important to note that the tendency for a false operation by the mho characteristic does not only occur while the frequency varies with time but also for any discrete change, because in both cases there is a shift between the polarizing and operating phasors, although the shift is constant in the latter case, instead of varying with time.

For distance relay quadrilateral characteristic, the use of memory voltage is not as prone to cause misoperations during frequency excursions as for the mho elements. The reason for this is that the memory voltage is used for directional measurement only, and not for reach. It is possible that a large frequency variation could cause loss-of-directionality of the quadrilateral characteristic, but undesired tripping would still not occur as the apparent impedance would be outside the set reactive and resistive reach. However it could result in a missed trip for a forward fault or a trip for a reverse fault if the directional element makes an erroneous decision.

We can with simple means implement logic to restrain the use of memory voltage (at least for longer durations) during certain situations:

· The memory voltage should be used only during fault conditions to prevent possible misoperations under normal conditions when no fault is present. The memory voltage could therefore be supervised by fault detectors and would not be used unless a sensitive fault detector has picked up.

· The memory voltage could be used only when the available voltage has dropped to a level so low that is it not useful for measurement. A voltage threshold could be introduced, although this voltage level should not be very low when CCVTs are used as the transients can occur without very low fault voltages. On the other hand, in series compensated lines the voltage inversions can happen with relatively high fault voltages, so the voltage threshold should not be low either.

Despite the logics that restrain the memory voltage use, certain faults could require the use of memory voltage. If these faults happen during a frequency excursion, an undesired trip could occur. Only by controlling the memory voltage with a frequency tracking algorithm can this risk be eliminated.

Frequency Tracking Algorithm

The errors that are caused by the difference in frequency of the power system with regards to the sampling frequency can be eliminated by an algorithm with adaptable sampling frequency. Instead of using a sampling rate tied to a fixed frequency (50 or 60 Hz), the sampling is adjusted so the number of samples per cycle is fixed for a variable frequency.

The developed algorithm calculates the power system frequency by measuring the cycle (the inverse of frequency) from the waveforms of the three phase voltages. The measurement is using phase A voltage, as long as this voltage is above a certain threshold. If the voltage drops below the predefined threshold, the algorithm can use phase B or phase C voltages but only if they are above the threshold. The use of all three phase voltages for measurement ensures correct frequency tracking as long as one or two voltages are above the threshold, for instance during single pole reclosing dead time. The adaptable voltage measurement also enables use of the tracking algorithm for low voltage Zone 2 or Zone 3 single or phase-phase faults in a stepped distance scheme with long fault clearing times.

In order to consider a change of frequency (length of power cycle) to update the frequency presently used for sampling, it is necessary to detect a minimum change over a period of four zero crossings. This also ensures that the frequency measurement is not confused by a sudden change of phase angle. When a change is detected, the sampling frequency is modified to match the frequency based on the last zero crossing of the measured voltage waveform.

As shown in Figure 9, the criterion used to update the sampling frequency is:

(3)

A waveform as shown in Figure 10 does not result in a change of the sampling frequency as |T0 – T3| is smaller than the threshold and the update criterion is not fulfilled.

When the sampling frequency has adapted to actual system frequency, any measuring errors are eliminated and the polarizing memory voltage is synchronized to actual frequency. However, as the update is delayed by the time it takes for the voltage to make four zero crossings, the shift is again increasing if the frequency variation continues. The frequency variation during a time period of two cycles (four zero crossings) is very small and any resulting measuring errors and effect on the distance units from the shift in polarizing memory voltage are negligible. Although it has to be taken into account that this little shift is being accumulated.

Figure 11 is showing the developing shift in phase angle between the operating and polarizing phasors for the same frequency excursion applied in Figure 8. This time, there is a very small change in the phase angle between the phasors due to the adaptive algorithm that corrects the sampling frequency to match actual system frequency. While there is still a slight reduction of the angle from the initial 180 degrees, the shift is nowhere near the operating threshold of 90 degrees shown by the dashed line.

However, during a prolonged frequency excursion and using long polarizing memory time, there could still be a risk of entering into the operating area. To overcome this problem, the frequency tracking algorithm is also adjusting the memory voltage phasor. Every time the sampling frequency is corrected, the memory voltage phasor is shifted by an angle equal to the shift accumulated during the four zero crossings previously discussed.

As illustrated in Figure 12, the resulting phase angle shift can be determined by calculating the time ∆T by comparing the zero crossings between the initial signal (solid line) and the signal with decreasing frequency (dashed line):

(4)

This time shift equals a phase angle shift of:

(5)

The frequency is adjusted to the cycle time measured at T4 every two cycles (four zero crossings). At this time, the phase shift between the two waveforms (the solid and the dashed line) is eliminated and the signals are returned to the initial stage. The phase of memory phasor is continuously adjusted to correspond to actual system frequency during frequency excursions, eliminating any risk of undesired operation of a distance relay mho element.

Figure 13 is showing the developing shift in phase angle between the operating and polarizing phasors for the same frequency excursion applied in Figure 8, now with frequency tracking and phase of memory phasor correction. As can be seen, the shift is practically non-existent.

As a conclusion, figure 14 shows the developing shift in angle between the Operating and Polarizing Phasors in the three cases studied in this paper.

The algorithm described is compensating for a phase shift between a memorized quantity and the actual measured signal caused by frequency variations. While the distance relay is using the algorithm for memory voltage, it is valid for any memorized signal and does not have to be a voltage. Other application may include situations where measurement is based on pre-fault quantities in order to eliminate influence of load for reactance measurement or phase selector operation. Frequency excursions can also introduce errors in these measurements (underreach or overreach) that can be eliminated by applying this same algorithm.

Conclusions

Despite the efforts by the power utilities to control the system frequency to operate very close to the nominal frequency, many systems are subject to frequency excursions during stressed system conditions.

Frequency variations can jeopardize system stability and may also cause damage to generators and turbines. Correct performance of protective relays during these conditions is critical in order to mitigate the effects and not to further aggravate the situation. Conventional distance protections have a tendency to misoperate due to frequency variations, mainly due to the phase angle shift between the memorized polarizing phasor and the operating phasor based on actual power frequency. This paper has described an algorithm that efficiently tracks actual system frequency and adjusts measuring phasors accordingly; preventing undesired trips from distance relay mho elements during frequency excursion events.

References

[1] D. Hou, A. Guzman, and J. Roberts, .Inovative Solutions Improve Transmission Line Protection,. 24th Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, October 21.23, 1997.

[2] Instruction Manual for Distance Protection model 8ZLV, ZIV, Zamudio (Spain) Publication LZLV506A, July 2005

[3] Protecciones de Sistemas de Potencia, Andoni Iriondo Barrenetxea, Servicio Editorial Universidad del País Vasco

[4] Power System Relaying Second Edition, Stanley H. Horowitz y Arun G. Phadke, Research Studies Press Ltd. y John Wiley & Sons, 1996

[5] Problems and solutions for microprocessor protection of series compensated lines, Novosel, D.; Phadke, A.; Saha, M.M.; Lindahl, S.; Developments in Power System Protection, Sixth International Conference on (Conf. Publ. No. 434) 25-27 March 1997 Page(s):18 – 23.

Authors

Roberto Cimadevilla (ZIV P+C )

Rafael Quintanilla (ZIV P+C )

S. Ward (RFL Electronics Inc.).

Presented to the 32nd Annual Western Protective Relay Conference Spokane, WA October 25 – 27, 2005

Download PDF File

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.

Figura 1. Esquemas de protección para relés de transformador

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.

En 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 .

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.

Por 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.

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.

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

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 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 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)

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”

Descargar documento PDF (Sistema de gestión de información de protecciones) 424 kb

Descargar documento PDF (Recomendaciones sobre la puesta a tierra de equipos electrónicos) 140 kb

Descargar documento PDF (DBN: una solución innovadora en el campo de las protecciones de barra) 2,6MB

Descargar documento PDF (Comunicación serie en equipos digitales de protección) 140 kb

Download PDF file (Interfacing ZIV relays with SEL communications processors) 1 MB