El objetivo principal de los protocolos de comunicación es lograr la automatización de la subestación eléctrica en diferentes niveles, como los que se describen a continuación.

El primer nivel se llama Nivel de Proceso y se encarga de entregar señales analógicas y digitales de los equipos primarios, es decir, de los «equipos de patio» de la subestación (transformadores, interruptores, entre otros).

El segundo nivel se llama Nivel de Bahía, este es el nivel que recibe todas las señales del Nivel de Proceso a través de cableado de cobre (en subestaciones convencionales). Sin embargo, la nueva tecnología de «bus de proceso» permite sustituir este cableado de cobre por la comunicación en red utilizando fibra óptica. En este sentido, en el nivel de bahía se conectan las señales de campo a los dispositivos de protección y de bahía, y se procesan.

El tercer nivel se llama Nivel de Estación, que representa el nivel central con la automatización, operación y monitoreo de la subestación eléctrica. Este es el nivel que realiza la conexión con el Nivel de Control (cuarto nivel) de la red central de la región o del sistema eléctrico interconectado.

A continuación, describiremos los protocolos de comunicación de subestaciones eléctricas más relevantes.

IEC 61850. Protocolo Ethernet

El protocolo Ethernet IEC 61850 es una interfaz de comunicación en los relés de protecciones que influye en el funcionamiento eficiente y económico de las subestaciones y las redes. Hoy en día es uno de los protocolos de subestaciones más utilizados a nivel mundial.

Comunicación Cliente-Servidor IEC 61850-8-1

El protocolo IEC 61850-8-1 permite que los mensajes y los valores medidos se puedan transmitir a través de la comunicación cliente-servidor en informes estáticos y dinámicos a un máximo de 6 clientes (controladores de subestación). Este es uno de los protocolos de subestaciones más efectivo para permitir la interoperabilidad de relés de protecciones y demás dispositivos electrónicos inteligentes de varias marcas dentro de la misma subestación.

Los informes dinámicos son creados y leídos por el cliente sin restablecer los parámetros del dispositivo (relé de protección). Mientras que, los informes estáticos se crean a través del configurador del sistema IEC 61850 y se guardan permanentemente en el dispositivo como listas de indicaciones. Los registros de fallas también se pueden recuperar en formato binario COMTRADE.

En este caso, el cliente dispone de amplias funciones de control, como la conmutación segura de un interruptor de potencia. Además, los parámetros de configuración del relé de protección se pueden leer y cambiar a través del protocolo IEC 61850. También, los dispositivos pueden integrarse sin dificultad en Smart Grids interoperables.

Con este protocolo es posible cambiar la configuración de los parámetros del relé de protección durante el funcionamiento a través del equipo controlador de la subestación para adaptar los parámetros de configuración seleccionados a las condiciones de funcionamiento actuales. Las soluciones redundantes se pueden realizar con 2 módulos Ethernet.

GOOSE (IEC 61850-8-1)

GOOSE consiste en la transmisión de mensajes y valores medidos directamente entre Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) como Relés de Protecciones y Controladores de Bahía, tanto para una sola subestación como para diferentes subestaciones. Y, se ha establecido como el estándar mundial para la comunicación cruzada.

En cuanto a los datos, la información intercambiada se describe a través de datos SCL conformes al estándar que se definen en la edición 2 de IEC 61850. Para el propio intercambio se utilizan conexiones de red IP de alto rendimiento o conexiones de red Ethernet. Aunque, el intercambio también se puede realizar a través de un módulo Ethernet que solo se utilice para este propósito.

Lo más importante es que la información de tiempo crítico que requiere transmisión en unos pocos milisegundos se puede intercambiar a través de mensajes GOOSE, reemplazando la transmisión a través de contactos y entradas binarias.

Por ejemplo, las señales de protección requieren tiempos de transmisión de menos de 10 milisegundos, mientras que las posiciones de los interruptores y los bloqueos necesitan menos de 20 milisegundos. Y, los valores medidos se transmiten en menos de 100 milisegundos. Las aplicaciones GOOSE necesarias para ellos se generan en el configurador del sistema y son intercambiadas por los dispositivos a través de mensajes GOOSE de alto rendimiento.

Los destinatarios de los mensajes GOOSE pueden supervisar constantemente la recepción de mensajes y los valores medidos para detectar fallos de conexión. La condición de los mensajes fallidos se actualiza automáticamente en el lado del destinatario, lo que garantiza una condición segura. Esto permite una supervisión constante y de alta calidad de la comunicación GOOSE.

Los mensajes GOOSE enviados durante la operación de prueba de un dispositivo se ignoran en los destinatarios, si estos están en funcionamiento normal. Un dispositivo se puede probar sin tener que desconectarlo de la red de comunicación.

Bus de Proceso IEC 61850-9-2 (Process Bus)

Este protocolo se utiliza en las subestaciones digitales, es decir, que en el «nivel de proceso» se utiliza fibra óptica, en vez de cobre, para llevar los valores medidos de los equipos de patio hacia el «nivel de bahía», donde están ubicados los relés de protecciones eléctricas.

En otras palabras, el bus de proceso mide la corriente y el voltaje en un dispositivo MU (Merging Unit) ubicado junto a los equipos de patio de la subestación. Los valores medidos se digitalizan en la Merging Unit y se transportan a los Relés de Protección a través de conexiones Ethernet ópticas con la ayuda del protocolo de comunicación IEC 61850-9-2.

En este caso, los relés de protección ya no funcionan con valores analógicos, sino que utilizan directamente los valores medidos digitalizados del flujo de datos de valores muestreados (sampled values). Las Merging Units (MU) se deben colocar muy cerca de los transformadores de corriente y de voltaje para minimizar el trabajo de cableado.

Con el bus de proceso IEC 61850-9-2 el flujo de datos de los valores muestreados (sampled values) generados por las Merging Units puede transmitirse a uno o varios relés de protección.

IEC 60870-5-101. Protocolo Serial

El protocolo serial IEC 60870-5-101 es un estándar oficial de comunicación de telecontrol y ha sido utilizado ampliamente como protocolo de transmisión entre subestaciones y sistemas de control de red.

IEC 60870-5-103. Protocolo Serial

Este protocolo serial se transmite a través de RS485 o una interfaz óptica de 820 nm. Desarrollado inicialmente como un estándar de comunicación para la transmisión de mensajes de sistemas de protección digital. Ahora, este protocolo se utiliza para transmitir comandos y mensajes de control, además de mensajes de protección y registros de fallas.

Estos comandos y mensajes adicionales se transportan en la «área privada del protocolo» y se documentan en función del dispositivo. También, es posible leer o modificar los valores de configuración en los dispositivos utilizando los servicios genéricos del protocolo.

IEC 60870-5-104. Protocolo Ethernet

El protocolo Ethernet IEC 60870-5-104 se trata de uno de los protocolos generales de transmisión entre subestaciones y sistemas de control de red, y facilita la comunicación a través de redes (LAN y WAN). En este caso, las indicaciones y valores medidos se pueden transmitir a uno o dos dispositivos maestros. También se admite la transferencia de archivos IEC 104 y los registros de fallas se pueden leer desde el dispositivo en el formato COMTRADE.

Además, en la dirección de comando, es posible la conmutación segura de los objetos de conmutación a través del protocolo. Y, la sincronización de tiempo se puede admitir a través del maestro IEC 60870-104 o vía SNTP a través de la red. Incluso, se admiten servidores de tiempo redundantes.

DNP3 Serial / NDP3 TCP (Protocolo Ethernet)

El protocolo serial DNP3 (Distributed Network Protocol) se soporta a través de la interfaz RS485 o a través de una interfaz óptica de 820 nm, y como variante TCP (Transmission Control Protocol) basada en Ethernet a través del módulo Ethernet eléctrico y óptico.

Con el protocolo DNP3 se pueden enrutar y transferir tanto la información sobre un dispositivo, así como los registros de fallas del dispositivo. Mientras que, los comandos de conmutación se pueden ejecutar en la dirección de control.

Modbus RTU (Protocolo Serial) / Modbus TCP (Protocolo Ethernet)

El protocolo de comunicación Modbus TCP es compatible con el módulo Ethernet eléctrico u óptico.

Modbus TCP y Modbus RTU son muy similares, con Modbus TCP que utiliza paquetes TCP/IP (Transmission Control Protocol / Internet Protocol) para la transferencia de datos, se puede utilizar para transmitir indicaciones y valores medidos a uno o dos maestros. Los switchgears se pueden conmutar con direcciones de comando a través de este protocolo.

IEEE C37.118 Sincrofasores (Protocolo Ethernet)

Hoy en día, los relés de protecciones numéricos calculan opcionalmente sincrofasores y funcionan como una Unidad de Medición de Fasores (PMU: Phasor Measurement Unit).

Estos valores medidos, se sincronizan en grandes áreas geográficas a través de un segundo pulso de alta precisión, permiten evaluar la estabilidad del sistema eléctrico.

Estos valores se transfieren a través de una red Ethernet con el protocolo IEEE C37.118 a un concentrador de datos. La transferencia se realiza a través de un módulo Ethernet óptico o eléctrico.

Otros Protocolos de Subestaciones Basados en Ethernet

Protocolo RSTP (Rapid Spanning Tree Protocol)

Significa «Protocolo de árbol de expansión rápida» y es un método de redundancia estandarizado en IEEE-801.1D con un tiempo de reacción corto. Los tiempos de reconfiguración dependen de la topología y comienzan a partir de 50 milisegundos aproximadamente.

Este protocolo admite módulos Ethernet eléctricos y ópticos en la configuración de estructuras de anillos redundantes en Ethernet.

Protocolo HSR (High-Availability Seamless Redundancy Protocol)

El protocolo HSR es un protocolo de redundancia según la norma IEC 62439-3 que se basa en la transmisión simultánea de tramas de mensajes a través de redes de topología de anillo en ambas direcciones (transmisión doble).

De modo que, si falla un lado del anillo de red, la transmisión de la trama de mensajes está garantizada por el otro lado del anillo, sin ninguna demora. Es decir, no es necesario ningún tiempo de reconfiguración, ni de reaprendizaje de las rutas de comunicación de la red, como sería el caso de la mayoría de los otros protocolos de redundancia.

Este es uno de los protocolos de redundancia más utilizados en las subestaciones eléctricas debido a su simplicidad y economía. Sin embargo, si la subestación es importante, o forma parte de un punto crítico en el sistema eléctrico, entonces es recomendable utilizar otro protocolo más robusto, como el PRP.

Protocolo PRP (Parallel Redundancy Protocol)

El protocolo de redundancia PRP según la norma IEC 62439-3 se basa en la transmisión doble de tramas de mensajes a través de dos redes separadas.

En redes paralelas la transmisión de datos sin interrupciones es especialmente fiable y de alta disponibilidad. Sin embargo, requiere de mayor inversión económica debido a que se deben duplicar los dispositivos de la arquitectura de comunicación de la subestación.

Sincronización de Tiempo con SNTP

El protocolo SNTP (Simple Network Time Protocol) es uno de los protocolos que sirve para la sincronización horaria de los dispositivos de las subestaciones eléctricas.

Es decir, los dispositivos pueden sondear el tiempo absoluto de 1 o 2 servidores de tiempo a través de un servidor SNTP. En el funcionamiento redundante, se leen ambos servidores y la hora del primer servidor se utiliza para configurar el reloj del dispositivo con una precisión de 1 milisegundo. Si este servidor falla, la sincronización de la hora se realiza a través del segundo servidor. Además de los módulos Ethernet, SNTP también se puede utilizar a través de la interfaz Ethernet integrada.

Sincronización de Tiempo con IEEE 1588

El protocolo IEEE 1588 sirve para una mayor precisión de la sincronización horaria a través de Ethernet. Se puede activar en módulos Ethernet eléctricos u ópticos. Para esto, los componentes de la red, como los switches, deben admitir este protocolo y debe haber servidores de tiempo IEEE 1588 presentes en la red.

Con IEEE 1588, los tiempos de propagación de la señal de los telegramas de sincronización de tiempo en la red Ethernet se miden de modo que los dispositivos terminales reciben información de tiempo que es corregida por el tiempo de propagación de la señal, proporcionando una temporización más precisa que SNTP. En este caso, se admite el perfil de alimentación IEEE 1588 C37.238 y los dispositivos funcionan como relojes ordinarios (terminales) en la red.

Monitoreo de Red SNMP

El protocolo SNMP (Simple Network Management Protocol) se utiliza en los sistemas de gestión de red para monitorear los dispositivos conectados a la red en busca de condiciones que justifiquen la atención administrativa. Consiste en un conjunto de estándares para la gestión de redes, que incluye un protocolo de capa de aplicación, un esquema de base de datos y un conjunto de objetos de datos.

Es decir, los dispositivos de la subestación se pueden integrar en sistemas de supervisión o gestión de red a través del protocolo SNMP. En este caso, se pueden dar a conocer amplias variables de supervisión (como el estado de las interfaces Ethernet o su rendimiento de datos) al sistema de supervisión a través de archivos MIB (Management Information Base). Estas variables se describen en términos específicos de los datos en archivos MIB y pueden ser leídas y supervisadas cíclicamente por el sistema de supervisión.

Sin embargo, no se pueden cambiar valores en el dispositivo a través de SNMP, ya que sólo sirve exclusivamente como interfaz de diagnóstico.

Conclusiones

Existen numerosos protocolos de comunicación para la automatización de las subestaciones eléctricas. Sin embargo, cada protocolo depende del uso de dispositivos con tecnologías particulares y de arquitecturas de comunicación adecuadas para cada caso. Esto va a depender del año en que se construyó la subestación (de la tecnología que había disponible en ese momento) y del presupuesto del proyecto. Algunos protocolos requieren mayor inversión de presupuesto para la tecnología y redundancia de los dispositivos requeridos. Mientras que, para proyectos con bajo presupuesto, se pueden elegir los protocolos y arquitecturas más básicas para lograr los requerimientos mínimos de automatización.

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Fuente

E-Series relays featuring integrated IEC 61850 with GOOSE messaging

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Una red inteligente es un grupo de redes que se encargan de vincular a las diferentes Plantas de Generación de Energía con los Consumidores y con el Sistema Eléctrico, con el propósito de optimizar la Transmisión y Distribución de la Energía Eléctrica. Esto se logra a través de conectividad, automatización y coordinaciones automáticas.

Objetivos de las Redes Inteligentes

Las redes inteligentes tienen muchos objetivos con mayor o menor beneficio dependiendo de las necesidades del Sistema Eléctrico en donde se implementan. En términos generales, los objetivos de las redes inteligentes se resumen en:

• Mejorar el mercado energético y las capacidades de gestión de la demanda.

• Mejorar la fiabilidad y la calidad del suministro.

• Optimizar los costos de funcionamiento y las inversiones.

• Gestionar el aumento de la potencia producida a partir de fuentes renovables y por generación distribuida en la zona.

• Gestionar la introducción de los vehículos eléctricos.

• Integrar los sistemas de almacenamiento de energía.

Cabe destacar que las redes inteligentes deben contar con una arquitectura de comunicación y componentes modernizados para que puedan operar de manera «inteligente» y lograr mayor eficiencia, seguridad y rendimiento.

Funciones y Componentes de las Redes Inteligentes

Las redes inteligentes pueden contar con diferentes componentes dependiendo de los requerimientos y necesidades del Sistema Eléctrico. En algunos casos podría ser suficiente que sólo tenga 3 componentes, mientras que en otros casos podría ser necesario instalar más de 6 componentes para lograr los objetivos deseados.

1. Integración de Fuentes de Energía Renovables Distribuidas

Actualmente, el reto más exigente de las redes eléctricas es integrar un gran porcentaje de energía producida a partir de fuentes renovables sin afectar negativamente la calidad y la seguridad del suministro eléctrico.

La integración de diferentes plantas de generación de energía renovable da lugar a redes de distribución cada vez más complejas en cuanto a flujos de energía bidireccionales, fiabilidad, estabilidad, gestión de la red, capacidad de la propia red, entre otros retos.

Por ejemplo, los flujos de energía debidos a la generación distribuida generan inestabilidad de la tensión. En este caso, el voltaje podría exceder los límites máximos y mínimos con los que la red fue diseñada, y podría provocar la sobrecarga de componentes importantes como cables, líneas aéreas y transformadores.

Por lo tanto, para lograr una integración efectiva y optimizada de las fuentes renovables distribuidas, se recomiendan las siguientes soluciones:

• Cambiar progresivamente las redes radiales a redes de malla que sí sean capaces de distribuir los flujos de potencia sin sobrecargarse. Para lograr esto, puede ser necesario aumentar el número de subestaciones eléctricas en la red.
• Incorporar Sistemas de Gestión de Energía de Distribución (DEMS: Distribution Energy Management Systems).
• Introducir Sistemas de Almacenamiento de Energía distribuidos en la red eléctrica.
• Instalar las cargas de forma planificada y equilibrada, como las estaciones de cargas de vehículos, con el fin de controlar y reducir los flujos de potencia.
• Controlar directamente la energía inyectada a la red por fuentes renovables.
• Sustituir los componentes pasivos por componentes activos, por ejemplo, los transformadores de distribución con reguladores automáticos de tensión.

Adicionalmente, el uso de la tecnología de la información y los sistemas modernos de comunicación contribuyen a la solución del problema mediante la descentralización de la inteligencia y la implementación de los algoritmos apropiados.

2. Automatización de la Distribución

La automatización de los sistemas de distribución de energía (DA: Distribution Automation) tiene el objetivo de mejorar la calidad y la fiabilidad de la red de media y baja tensión. Usualmente, está centrada en las subestaciones de distribución primaria y secundaria a través de los IED (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), como relés de protecciones, controladores de bahía, entre otros. Esto permite detectar y eliminar automáticamente los fallos y restablecer el suministro eléctrico de forma automática en situaciones especialmente críticas.

Específicamente, la automatización de la distribución se encarga de lo siguiente:

• Monitorización en tiempo real de los dispositivos instalados en la red y de todos los sensores capaces de mejorar el control de la red.
• Uso y control de componentes activos capaces de hacer frente automáticamente a determinadas situaciones, como los transformadores con reguladores automáticos de tensión.
• Comunicación bidireccional entre los IED y la sala de control.
• Integración de los dispositivos en el sistema de información de la empresa de servicios públicos para gestionar el mantenimiento, las reparaciones de emergencia en caso de averías, la mejora de la gestión de los clientes, entre otros.
• Gestión de recursos distribuidos, generadores y cargas.

3. Infraestructura de Medición Avanzada

El objetivo de la infraestructura de medición avanzada (AMI: Advanced Metering Infrastructure) es lograr una gestión dinámica de los contratos de los usuarios y adoptar tarifas multihorario más complejas pero más ventajosas.

El uso de medidores inteligentes y el sistema de comunicación relativo (telemedición) trae los siguientes beneficios:

• Adquisición de datos de consumo eléctrico con el fin de fijar precios y gestionar contratos personalizados para usuarios especiales. Por ejemplo, se podría registrar el diagrama de carga de clientes importantes con el fin de proponer mejores condiciones.
• Ciertos usuarios podrían ser desconectados de la red si estuviera sobrecargada o en caso de impago.
• Se podrían integrar diferentes servicios como el agua, el gas, entre otros.
• Mejora de la supervisión para evitar el robo de la electricidad y el fraude.
• Intervención automática en caso de contadores defectuosos.

4. Almacenamiento de Energía

Los sistemas de almacenamiento de energía se utilizan principalmente en instalaciones de energía solar fotovoltaica y eólica debido a su naturaleza extremadamente variable y el consiguiente desequilibrio entre la generación de energía y el consumo que podría producirse repentinamente en la red. Los sistemas de almacenamiento son soluciones capaces de equilibrar los picos de potencia positivos y negativos para reducir los costes de funcionamiento y optimizar la pérdida de carga.

Los beneficios de integrar sistemas de almacenamiento de energía en la red eléctrica son los siguientes:

• Al actuar como generadores, pueden contribuir a la estabilidad de la tensión y la frecuencia de la red.
• Pueden minimizar los flujos de energía, reduciendo las inversiones necesarias para fortalecer la red.
• Permiten la gestión en isla de determinadas zonas temporalmente aisladas de la red.
• Nivelan los picos de consumo.
• Mejoran la seguridad del suministro en general y se convierten en una reserva de energía para industrias, edificios e infraestructuras.

5. Microrredes (Microgrids)

Una microrred es un Sistema Eléctrico que puede funcionar en «modo isla», es decir, que tiene sus propias plantas de generación que cubren la totalidad de la demanda de sus consumidores. Además, tiene su propio sistema de distribución de energía equipado con monitorización y comunicación.

Generalmente, las microrredes se utilizan para equipar islas y zonas rurales situadas lejos de la red principal. Aunque también se utilizan en paralelo a la red principal de la empresa de servicios públicos, y proporcionan los siguientes beneficios:

• Independencia de la red principal de la empresa de servicios públicos, con la capacidad de suministrar energía eléctrica incluso en caso de apagón de la red principal.
• Reducción de los costes energéticos, especialmente en zonas aisladas, debido a la reducción de la necesidad de combustibles fósiles (cuando las fuentes de energías locales son renovables).

Sin embargo, las microrredes tienen riesgos de aumento de inestabilidad de la red, lo que dificulta la coordinación de las protecciones. Por lo que se debe realizar un diseño optimizado con todos los componentes y todas las tecnologías necesarias para mitigar estos problemas.

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6. Sistemas Descentralizados de Gestión de la Energía

La descentralización de la generación de energía eléctrica y la liberalización del mercado de la energía traen numerosos beneficios económicos y ambientales para los consumidores. Sin embargo, se debe tomar en cuenta que la generación distribuida trae dificultades de gestión de energía.

Estas dificultades se pueden solucionar a través de la representación de los recursos distribuidos como Plantas Eléctricas Virtuales (VPP: Virtual Power Plants) para crear una interfaz capaz de detectar las sinergias técnicas y económicas del complejo sistema de generación. Trayendo los siguientes beneficios a las empresas de servicios públicos:

• Podrán generar previsiones de carga más precisas.
• Podrán resolver los fallos de la red de forma más selectiva.
• Podrán vender la energía por adelantado, al precio más conveniente.
• Podrán equilibrar los flujos de potencia.

La creación de un sistema de generación virtual requiere un sistema de despacho computarizado de las fuentes de energía distribuida. También conocido como Sistema de Gestión de Energía Descentralizada (DEMS: Decentralized Energy Management System).

7. Respuesta a la Demanda y Gestión de la Generación

La respuesta a la demanda (DR: Demand Response), consiste en un sistema de incentivos destinados a persuadir a los clientes finales para que modifiquen su consumo de electricidad, basado en precio, disponibilidad, impacto ambiental, entre otros.

Esto permite que las empresas de servicios públicos puedan modificar los picos de consumo, reducir la demanda total de energía, equilibrar la generación y el consumo, evitar sobrecargas de riesgo y garantizar la seguridad del suministro. Adicionalmente, podrán reducir el costo de la energía y ser más competitivos en el mercado energético.

Al mismo tiempo, los usuarios podrán ahorrar en la factura de la luz reduciendo el consumo y obtener mejores tarifas. Para esto, se requiere una infraestructura de medición avanzada (AMI: Advanced Metering Infrastructure) para integrar al cliente final notificando y aplicando tarifas actualizadas en tiempo real que le permita cambiar sus hábitos de consumo en función de su contrato.

En términos generales, la reducción de las demandas máximas de potencia o su distribución a lo largo del día permite a las empresas de servicios públicos limitar sus inversiones en redes eléctricas, al tiempo que mejora la calidad del suministro y la eficiencia del sistema.

8. Electromovilidad (Movilidad Eléctrica)

El consumo energético debido a los sistemas de carga de los vehículos eléctricos está aumentando considerablemente, provocando un gran impacto en la red eléctrica.

El objetivo de las redes inteligentes es soportar estas cargas evitando sobrecargas, inestabilidad en los parámetros de la red y deterioro de la calidad del suministro. En este sentido, las estrategias inteligentes que se pueden adoptar son las siguientes:

• Reducción de la potencia de carga del vehículo si se producen sobrecargas en la red eléctrica, usualmente en las horas pico.
• El uso de tarifas fuera de las horas pico para animar a los usuarios a elegir diferentes franjas horarias.
• La modificación de la potencia de carga del vehículo en función de la disponibilidad de electricidad generada a partir de fuentes renovables.
• La capacidad de comunicación con los vehículos eléctricos podría permitir que la carga se posponga o se realice con antelación, dependiendo de las tarifas.

Conclusión

Las redes inteligentes sirven para satisfacer las necesidades de los consumidores y responder a los cambios y desafíos que se avecinan en la red eléctrica con fuentes renovables. Garantizando la seguridad y la calidad del suministro, en consonancia con el desarrollo de las nuevas tecnologías digitales e informáticas.

→ Artículo Recomendado: ¿Cuáles son los riesgos de los BESS en las Redes Eléctricas?

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Referencias Bibliográficas

ABB. Smart Grids. Technical Paper.

SIEMENS. Power Engineering Guide. Germany.

EATON Smart Grids. Utility & grid solutions

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Recordemos que el objetivo principal del TC es transformar corrientes de un valor alto a un valor fácil de manejar para relés de protecciones e instrumentos de medición. Y, al mismo tiempo, aislar el circuito de medición del sistema primario de alta tensión.

En este artículo describiremos los principales tipos de aislamiento de TC que existen, así como los diferentes tipos de diseño de este equipo. Al finalizar, resumiremos los esfuerzos mecánicos que se deben tomar en cuenta durante la planificación y diseño de la subestación para evitar problemas operativos si se elige el TC con características constructivas que no estén adaptadas al entorno donde se instalará.

Características de Aislamiento en los TC de Alta Tensión

A continuación, describiremos los tipos de aislamiento con los que se suelen fabricar los transformadores de corriente, dependiendo de la marca, del presupuesto y del entorno en que se van a instalar.

‣ Transformadores de Corriente Sumergidos en Aceite

Los transformadores de corriente sumergidos en aceite tienen aislamiento externo de porcelana y son los más comunes. Generalmente, se dividen en dos tipos principales: «Hair-pin» y «Top-core».

El transformador de corriente tipo «Hair-pin», también llamado «tipo tanque», tiene los núcleos situados en un tanque cerca del suelo, y el conductor primario tiene la forma de «U» como se muestra en la figura de abajo.

Mientras que, el transformador de corriente tipo «Top-core», también llamado «tipo invertido», tiene los núcleos situados en la parte superior del transformador. En este caso, el conductor primario suele tener la forma de una barra, aunque en algunos casos puede tener forma de bobina.

‣ Transformadores de Corriente Moldeados en Epoxi

Los transformadores de corriente con aislamiento epoxi tienen el devanado primario y los núcleos secundarios incrustados en una mezcla de epoxi y harina de cuarzo que proveen una buena fijación. Este tipo de aislamiento en TC es común en subestaciones por debajo de los 110kV.

Sin embargo, para el montaje al aire libre el epoxi no es el mejor material para soportar el estrés climático en las superficies de fuga. En estos casos, la porcelana y la goma de silicona son más resistentes a la corrosión atmosférica. Por lo tanto, es mejor optar por transformadores de corriente aislados con epoxi con superficies de fuga hechas de porcelana para que pueda soportar los entornos agresivos.

‣ Transformadores de Corriente Aislados en Gas SF6

Los transformadores de corrientes aislados en gas SF6 tienen diseño típico con el núcleo ubicado en la parte superior (Top-core). En este caso, el gas SF6 es únicamente para fines aislantes y debe mantenerse a altas presiones, por lo que el recipiente y las juntas deben ser más robustos que los demás modelos de TC para poder contener la presión del gas.

‣ Transformadores de Corriente con Aislamiento de Goma de Silicona

El aislamiento de goma de silicona es una alternativa a los aisladores cerámicos para los TC debido a las propiedades únicas de no humectación.

Dependiendo del tipo de equipo (TC, pararrayo, interruptor) la goma de silicona es el material polimérico más dominante en subestaciones de alta tensión. Ya que, la silicona es más liviana que el aislamiento cerámico y no es quebradiza, otorgando ventajas técnicas adicionales y mejoras de seguridad a los equipos de la subestación.

Diseños Típicos de los Transformadores de Corriente

En general, se pueden encontrar cuatro tipos de diseño de transformadores de corriente: Tipo Horquilla, Tipo Cáncamo, Tipo Núcleo Superior, y Tipo Combinado. A continuación, describiremos las características de cada uno de estos modelos de TC de alta tensión.

1. Transformador de Corriente «Tipo Horquilla» o «Tipo Tanque»

El TC tipo horquilla suele tener aislamiento en aceite y tiene los núcleos secundarios en la parte inferior, por lo que tiene un centro de gravedad bajo y tiene alta resistencia a los terremotos. Esto trae como ventaja que se puedan utilizar núcleos pesados sin estresar el aislante de porcelana. Por lo tanto, es un diseño flexible para adaptar el volumen del núcleo a diferentes requerimientos.

Este tipo de diseño se denomina «Hair-pin» en inglés, aunque también se le suele llamar «Tipo Tanque» porque el tanque donde se encuentran los núcleos es parte del soporte.

Otra ventaja de este diseño es que la circulación de aceite en el tubo del conductor primario garantiza una temperatura uniforme y sin puntos calientes. Sin embargo, como el conductor primario es largo, tiene mayores pérdidas térmicas.

2. Transformador de Corriente «Tipo Cáncamo»

El transformador de corriente tipo cáncamo (Eye-bolt Type en inglés) tiene un diseño híbrido entre el modelo de horquilla y el de núcleo superior. Pero tiene muchas desventajas.

Como el conductor primario es largo, tiene pérdidas térmicas y el TC no es tan competitivo como lo son los demás modelos. Además, este arreglo presenta dificultad para enfriar el conductor primario y tiene baja capacidad de soporte de corriente de cortocircuito.

Por otra parte, este diseño tiene poca flexibilidad para considerar grandes volúmenes de núcleos. Por lo que tiene aplicaciones muy limitadas.

3. Transformador de Corriente «Tipo Núcleo Superior»

Este tipo de transformador de corriente, también llamado «Top-core Type», tiene el conductor primario con menor longitud que los modelos anteriores, por lo que las pérdidas térmicas son más bajas. Además, tiene capacidad para altas corrientes nominales y puede soportar altos niveles de cortocircuito.

Sin embargo, como en este modelo el núcleo está ubicado en la parte superior, el centro de gravedad del equipo es muy alto, y el gran volumen del núcleo estresa el aislante de porcelana. Por lo tanto, el diseño del volumen del núcleo es limitado, y no es apto para instalarse en zonas sísmicas cuando se utilizan núcleos grandes.

Otra desventaja es su dificultad para enfriar los devanados secundarios, que están incrustados en el aislamiento de papel.

4. Transformador «Tipo Combinado de Corriente-Tensión»

Este tipo de transformador mide la corriente y el voltaje en la misma unidad, ahorrando espacio y soporte. Por lo que es ideal para aplicación en proyectos con poco espacio disponible para construir una subestación de alta tensión.

Sin embargo, es menos flexible con el diseño de las capacidades nominales de los núcleos, particularmente con los de medición de corriente.

Tensión Mecánica en Transformadores de Corriente

Los transformadores de corriente en funcionamiento se someten a esfuerzos mecánicos de diferentes maneras. Los esfuerzos mecánicos más importantes que debemos tomar en cuenta para diseñar las características constructivas de los TC de alta tensión son los siguientes:

• Fuerzas en los Terminales Primarios: Las barras y los cables conectados al TC desarrollan fuerzas en los terminales primarios. Hay una tensión estática por el peso del conductor conectado. Y, hay una tensión dinámica por el ciento y las vibraciones en el funcionamiento del disyuntor. También se producen fuerzas electrodinámicas cuando ocurre un cortocircuito.

• Carga de Viento: Un transformador de corriente también debe soportar la tensión del viento, cuya velocidad depende de las condiciones climáticas. La velocidad máxima del viento que puede ocurrir es de unos 180km/h (50m/s), dependiendo de posibles huracanes que sobrepasen esa velocidad. Sin embargo, la cifra típica de velocidad del viento en condiciones normales es de 35m/s.

• Resistencia Sísmica: En las regiones sísmicas, el transformador de corriente debe soportar la tensión sísmica causada por un terremoto. La cifra de aceleración está determinada por la región donde se instala el transformador de corriente. La tensión en el TC depende de la configuración total del diseño del soporte, los espectros de respuesta y la amortiguación. Para verificar exactamente la tensión en el TC, se debe realizar un cálculo de caso a caso.

Conclusiones

Las características constructivas de los TC de alta tensión son muy diversas y están vinculadas a diferentes factores a los que se expone el transformador de corriente en condiciones operativas. En la etapa de planificación y diseño del proyecto, no sólo se debe tomar en cuenta el presupuesto que se tiene destinado para la partida del transformador de corriente, sino que también se debe tomar en cuenta el diseño constructivo del transformador y el aislamiento adecuado para soportar las condiciones climáticas sin dañarse a largo plazo.

→ Artículo Recomendado: Precisión y Burden en Transformadores de Corriente

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Fuentes

ABB. Instrument Transformers. Application Guide.

Instrument Transformers – OSKF (gevernova.com)

La entrada Características Constructivas de los TC de Alta Tensión se publicó primero en LeiryChinchilla.com.

Cuando se diseña una subestación eléctrica, se debe tomar en cuenta que para cada transformador de corriente se pueden combinar núcleos diferentes. Normalmente se especifican uno o dos núcleos para fines de medición, y dos o más núcleos para fines de protección.

En este artículo daremos un resumen acerca de las diferencias entre un Núcleo de Medición y un Núcleo de Protección acorde a las normativas IEC e IEEE.

Precisión de Transformador de Corriente para Medición Comercial

La salida requerida de un Transformador de Corriente depende de la aplicación. Por ejemplo, si el objetivo de la medición de la corriente es comercial, entonces se requerirá una alta precisión, una baja carga de salida (Burden) y un bajo voltaje de saturación. En este caso, los TC deben funcionar en el rango de 5% a 120% de la corriente nominal según las clases de precisión.

• Precisión de 0,2 o 0,5 para medición comercial según normativa IEC.
• Precisión de 0,15 o 0,3 o 0,6 para medición comercial según normativa IEEE.

Cabe destacar que, cada vez que se habla de «medición comercial» se refiere a que se conectará un Dispositivo de Medición al TC (además de ser conectado a un Transformador de Voltaje) con el objetivo de medir Potencia (kW, kVar), Corriente (A) y Energía (kWh o kVArh) bajo condiciones normales de carga. Incluso, esos dispositivos de medición pueden servir para análisis de calidad de energía, y para propósitos de facturación de la energía consumida.

Núcleos de TC para Medición Comercial

Es importante tomar en cuenta que los dispositivos de medición de energía tienen poca capacidad para soportar altas corrientes. Por lo tanto, para evitar que estos dispositivos se dañen por altas corrientes durante condiciones de falla, el núcleo del TC de medición comercial debe saturarse típicamente entre 5 y 20 veces la corriente nominal.

El Factor de Seguridad o Factor de Servicio (FS) nominal del dispositivo de medición indica la sobrecorriente como un múltiplo de la corriente nominal a la que se saturará el núcleo de medición. Es decir, limita la corriente secundaria a «FS» veces la corriente nominal. Dicho de otro modo, la corriente secundaria del TC está limitada cuando llega a un valor igual a FS multiplicada por la corriente nominal del secundario del TC. Por esta razón, también se le llama «Factor de Saturación» e influye en la precisión de los transformadores de corriente.

La seguridad del dispositivo de medición es mayor cuando el valor de FS es pequeño. Los valores FS típicos son 5 o 10. Este es un valor máximo y sólo es válido en la carga nominal (Burden nominal). De lo contrario, si la carga es inferior al Burden nominal del TC, aumentará el valor de saturación y el dispositivo de medición correrá el riesgo de percibir altas corrientes por encima de su capacidad de soporte. Es decir, el dispositivo de medición podría dañarse por sobrecorriente cuando ocurre una falla en el sistema primario.

Debido a lo anterior, es recomendable diseñar bien cuál será la carga del TC y especificar el Burden Nominal adecuado a la aplicación del proyecto y al dispositivo de medición que se pretende conectar en el secundario del TC.

Precisión de Transformadores de Corriente para Relés de Protección

En el caso de los relés de protección y los registradores de perturbaciones, es imprescindible que toda la información sobre una perturbación primaria se transfiera al lado secundario sin saturación, para que los equipos de protecciones puedan ejecutar eficientemente su lógica de disparo.

Es decir, la medición en condiciones de falla en el rango de sobrecorriente requiere una precisión menor cuando se trata de relés de protecciones. Porque, es necesario que el relé de protección pueda medir esas altas corrientes para determinar correctamente cuál es la zona de protección en la que se encuentra la falla y evitar un disparo erróneo. De este modo, el relé podrá tomar la decisión de disparo acorde al criterio de selectividad, coordinación y seguridad que se haya diseñado en el sistema de protección de la subestación.

Las clases de precisión típicas de TC para relés de protección son:

• Precisión 5P, 10P, PR, PX o TP para protección según normativa IEC.
• Precisión C100-C800 para protección según normativa IEEE.

Núcleos de TC para Relés de Protección

Los transformadores de corriente de protección funcionan en el rango de corriente por encima de las corrientes nominales. Las principales características de estos TC son:

1. Tienen baja precisión. Por lo que se permiten errores mayores que para los núcleos de medición.
2. Tienen alta tensión de saturación.
3. Tienen poca o ninguna corrección de vueltas.

El voltaje de saturación viene dado por el factor límite de precisión (ALF: Accuracy Limit Factor). Este factor indica la sobrecorriente como un múltiplo de la corriente primaria nominal hasta la cual se cumple la precisión nominal con el Burden nominal conectado. Se da como un valor mínimo. El valor del ALF puede variar si se conecta una carga diferente al Burden nominal del TC.

Conclusión

La Precisión de los Transformadores de Corriente no sólo depende de los datos de placa del fabricante del TC, sino que también depende de la aplicación correcta de ese TC. Si no se toma en cuenta el Burden nominal del TC para que corresponda a la carga real de los dispositivos que se conectan en el secundario del TC, entonces la precisión se verá impactada, los relés podrían hacer disparos erróneos y los medidores podrían dañarse por sobrecorriente. Incluso, en los casos de modernización de subestaciones eléctricas, se debe tomar en cuenta que las cargas de hoy en día en los relés y medidores son puramente resistivas y mucho más bajas que las cargas de hace varios años cuando se usaban relés y medidores electromagnéticos.

→ Artículo Recomendado: Características Constructivas de los TC de Alta Tensión

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Fuentes

ABB. Instrument Transformers. Application Guide.

High Voltage Current Transformers | Arteche

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1. Protección de Sobrecorriente (ANSI 50/51).
2. Protección Direccional de Sobrecorriente (ANSI 67).
3. Protección Diferencial (ANSI 87).
4. Protección de Distancia (ANSI 21).
5. Protecciones Mecánicas de los Transformadores de Potencia.

Es importante recordar que el objetivo fundamental de un sistema de protección es aislar rápidamente un área problemática del sistema de potencia. De modo de minimizar el impacto en el resto del sistema y dejarlo intacto en lo que sea posible.

La lógica de aplicación de las Funciones de Protección en Subestaciones de Transmisión consiste en dividir el sistema de potencia en varias zonas. Y, asignarle a cada una un grupo de relés que tendrán diferentes funciones de protección dependiendo del equipo a proteger:

• Transformador.
• Línea de Transmisión.
• Barra.
• Entre otros.

A continuación, describiremos las funciones de protección más comunes en los relés numéricos.

1. Protección de Sobrecorriente (ANSI 50/51)

Consiste en configurar un valor umbral de sobrecorriente en el relé para que actúe instantáneamente o por configuración de sobrecorriente de tiempo inverso. La temporización que se programe en el relé debe ser menor al tiempo de daño del equipo a proteger. Y, al mismo tiempo, debe corresponder al orden de selectividad que se diseñó en el sistema de protección. La protección de sobrecorriente instantánea se define con el número ANSI 50; mientras que la de sobrecorriente temporizada se define con el número ANSI 51. Esta es la función más simple, y es la base de las demás funciones de protección.

→ Artículo Recomendado: Protección de Sobrecorriente (50/51) • LeiryChinchilla.com

2. Protección Direccional de Sobrecorriente (ANSI 67)

La protección direccional de sobrecorriente generalmente se usa en líneas de transmisión. Consiste en comparar la dirección de la corriente de falla en ambos extremos de la línea (se define con el número ANSI 67). Si la medida indica que la falla se dirige hacia la línea protegida, significa que es una falla interna y que el relé debe disparar.

En cambio, si una de las medidas indica una corriente circulando hacia afuera de la zona protegida significa la existencia de una falla externa. En este caso, el relé no debe ordenar el disparo.

Los relés direccionales que detectan fallas entre fases se polarizan con tensiones de fase en el punto del relé. Mientras que los relés direccionales que detectan fallas a tierra se pueden polarizar con la tensión de secuencia cero o con alguna corriente de referencia. Como por ejemplo, la corriente de la conexión del neutro a tierra de un transformador de potencia local en el punto del relé.

3. Protección Diferencial (ANSI 87)

Los sistemas de protección diferencial (definidos por el número ANSI 87) son las funciones de protección más utilizadas en las subestaciones de transmisión.

La Protección Diferencial opera en base al principio de comparación de corriente. Es decir, parten de que la corriente que entra a un objeto protegido sano es la misma que sale de él. De este modo, la corriente medida por el elemento “M” debe ser cero. Cualquier medida de corriente diferente de cero es un indicador de falla en algún lugar de la zona de protección.

4. Protección de Distancia (ANSI 21)

La protección de distancia (definida por el número ANSI 21), sirve para proteger líneas de transmisión. Se encarga de medir constantemente la impedancia de carga de la línea. Esta impedancia se expresa como U_L/I_L = Z_L. Es decir, la relación entre la tensión y la corriente vistas por el relé en su sitio de instalación. Si hay una falla, la medida de la impedancia será menor que la impedancia de carga y la protección operará. La ventaja de medir la impedancia es que esta depende de la longitud de la línea. De modo que, el relé es sensible a la distancia en que ocurren las fallas, y puede decidir cuándo disparar y cuando no.

5. Protección de Transformadores de Potencia

La protección principal de los transformadores es la protección diferencial. Pero se debe complementar con relés de sobrecorriente, tanto de fase como residuales, del tipo tiempo inverso (ANSI 51 y 51N). Ya que el relé 51 se considera más una protección de respaldo contra fallas externas del transformador.

Adicionalmente, se tienen protecciones propias del transformador:

• Protección térmica (número ANSI 49) para sobre cargas.
• Relé Buchholz (número ANSI 63B, opera atrapando el gas que resulta de alguna anomalía).
• Relé de presión (ANSI 63P, válvula de alivio de presión) para fallas internas.
• Relé del nivel de aceite (número ANSI 71) para detectar pérdidas de aceite.
• Entre otras.

Como los transformadores tienen numerosos elementos de protección, se debe diseñar que todas las órdenes de disparo de los diferentes relés de protección vayan a los interruptores a través de un relé de disparo y bloqueo (número ANSI 86). Este relé dispara los interruptores asociados y los bloquea para evitar que se cierren nuevamente hasta que no haya una reposición intencional. Puesto que, las fallas en los transformadores no suelen ser transitorias. Sino que, requieren de la intervención de personal capacitado para solventar el problema que causó la falla.

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Fuentes

Line Protection :: GE Grid Solutions

Transformer Protection :: GE Grid Solutions

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