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.

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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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Mensajería GOOSE en el Protocolo de Comunicación IEC 61850

Lo más importante del Protocolo de Comunicación IEC 61850 es el servicio conocido como mensajería GOOSE. Su significado en español es «objetos genéricos orientados a eventos de la subestación». Mientras que su significado en inglés es «Generic Object Oriented Substation Events«.

Utilizando GOOSE, los disparos de alta velocidad y otras señales críticas se pasan entre relés a través de la red LAN de la subestación. En vez de ser a través de cables dedicados.

La mensajería GOOSE opera mediante el mecanismo de editor y suscriptor. Con esto, los relés pueden compartir puntos de estado, bits de control, y valores analógicos. Que, a su vez, son enviados o actualizados en milisegundos para protección de alta velocidad.

Redundancia en el Diseño de la Red LAN

Los paquetes de mensajería GOOSE se usan para comandos de disparo crítico y otros intercambios de protección. Por lo que se debe incorporar redundancia en el diseño de la red LAN que lleva los mensajes. En la Figura de abajo se muestra un ejemplo de una red de área local Ethernet con múltiples capas de redundancia. En la que, cada línea de conexión representa un par de fibra óptica, uno por cada dirección. Por lo tanto, los puertos de todos los dispositivos tienen dos conectores ópticos. Los relés se muestran con dos pares de fibra, un par primario y un par de comunicación por error. En un principio, se considera sólo el par primario.

En general, los relés del sistema A envían mensajes de disparo crítico GOOSE a los otros relés del mismo sistema A. Similarmente, los relés del sistema B intercambian mensajes críticos con los otros relés del sistema B por redundancia.

Dispositivos del Nivel de Estación

Todas las redes de la subestación también se conectan con dispositivos de Nivel de Estación:

• Concentrador de Datos que realiza la misma función que la RTU.
• IHM (Interfáz Humano-Máquina).
• Conmutador de red Ethernet (Switch Ethernet).

El conmutador de red conecta la protección y el control de la subestación a la red WAN para el sistema SCADA. Adicionalmente, el conmutador de red hace la conexión para el Sistema de Gestión de Energía (EMS del inglés: Energy Management System).

Los dispositivos de nivel de estación necesitan acceso a valores medidos, reportes de estado, y puntos de control de los relés de ambos sistemas. Para esto, se usan otros servicios que no sean de mensajería GOOSE. Como, por ejemplo, el método servidor-cliente del protocolo de comunicación IEC 61850, ó por el protocolo de redes de distribución Ethernet. Por lo tanto, las interconexiones LAN de todos esos dispositivos no son aisladas dentro de las secciones de los sistemas A y B.

En la Figura de arriba se muestra como los dispositivos A y B se integran a una red LAN sin dejar de cumplir la redundancia. Es decir, que la falla de un hardware no podrá deshabilitar las funciones de protección de los sistemas A y B.

Los diseños LAN pueden incluir redundancia dentro de las redes del conjunto A o B. Esto funciona para limitar el efecto de la pérdida de fibra o del conmutador de un relé de una zona. Con el arreglo de la Figura de arriba, una red LAN fallada no tiene impacto funcional sobre las protecciones. Por lo que, los usuarios pueden seguir obteniendo una alarma.

Comunicaciones Extra de Redundancia

Las estrategias para obtener esas comunicaciones extra de redundancia dentro de un conjunto de relés redundantes son las siguientes:

1. Conectar múltiples conmutadores de red en un anillo, de modo que haya al menos dos caminos para cada puerto de conmutador de red usado por un relé a cualquier otro puerto de conmutador de red. Los conmutadores de red Ethernet contienen el servicio de falla por error llamado protocolo de árbol de expansión rápida (RSTP: Rapid Spanning Tree Protocol) por medio del cual los conmutadores de red descubren y usan un camino de mensaje normal o por defecto, sin mensajes circulando constantemente en el lazo, es decir, un enlace en el lazo es bloqueado para realizar esto. Si el anillo se rompe o un conmutador falla, los demás conmutadores pueden detectar el camino perdido e inmediatamente establecer una nueva ruta de mensajes desbloqueando el camino de repuesto para mantener la comunicación.
2. Proporcionar dos conmutadores o grupos de conmutadores dentro del conjunto redundante A y también el B, como se muestra en la Figura de arriba, ya que muchos relés con capacidad de mensajería GOOSE tienen puertos de comunicación “primarios” y de conmutación “por error”. Se conectan los puertos primarios de los relés a un conmutador, o a un grupo de conmutadores, y se conectan los puertos de conmutación “por error” al otro grupo de conmutadores (que también funcionan como conmutadores de respaldo).

Escenarios de Falla en la Arquitectura con Protocolo de Comunicación IEC 61850

Si hay una falla en la entrada del puerto primario, en el enlace de fibra óptica, o en el puerto del conmutador asociado al otro extremo del enlace, la electrónica del relé detecta la pérdida de entrada de datos y transfiere operaciones de comunicación en el “puerto de conmutación por error”.

Si falla esa ruta de salida del relé, su electrónica no puede detectarlo. Sin embargo, algunos conmutadores de red Ethernet tienen un servicio en que detectan la pérdida de señales de entrada en su puerto. Si el conmutador observa la señal de falla del relé, le deja de enviar cualquier señal. Luego, el relé intuye esa acción como una señal de falla entrante y fuerza la “conmutación por error” deseada a los puertos de apoyo y a las fibras.

El resultado neto de todo esto es que siempre hay dos o más caminos desde cualquier relé a cualquier otro dentro de cada conjunto redundante. Por lo tanto, una falla de comunicaciones no perjudica a los relés del sistema A ni a los del sistema B.

Los grupos de conmutadores de los sistemas A y B tienen doble conexiones cruzadas. De modo que, los dispositivos del nivel de la subestación (Nivel 2 de control) pueden acceder a los datos de los relés en cualquier conjunto redundante aun cuando uno de esos pares de fibras falle. El tráfico del lazo es gestionado por el RSTP. Además, los mensajes GOOSE pueden pasar entre los grupos de relés redundantes. Lo cual puede ser de utilidad para monitorear a los relés A con su contraparte en B para fallas de alarmas, y viceversa.

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Bibliografía

S. Ward et al, “Redundancy Considerations for Protective Relaying Systems”, Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), Power System Relaying Committee (PSRC), WG I19, Junio 2007, pp. 4, 16, 24-26.

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