ANÁLISIS DEL TIEMPO DE RESPUESTA DE UN SISTEMA DE

ANÁLISIS DEL TIEMPO DE RESPUESTA DE UN SISTEMA DE PROTECCIONES EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS CON IMPLEMENTACIÓN DE BUS DE

PROCESO IEC 61850-9-2

Oscar Andrés Tobar Rosero

Universidad Nacional de Colombia – Sede Medellín

Facultad de minas, Departamento de Ingeniería Eléctrica y Automática

Medellín, Antioquia, Colombia

2018

ANÁLISIS DEL TIEMPO DE RESPUESTA DE UN SISTEMA DE PROTECCIONES EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS CON IMPLEMENTACIÓN DE BUS DE

PROCESO IEC 61850-9-2

Oscar Andrés Tobar Rosero

Tesis o trabajo de investigación presentada(o) como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ingeniería - Ingeniería Eléctrica

Director (a):

Ph D. Germán Darío Zapata Madrigal

Codirector (a):

Ph.D. John Edwin Candelo Becerra

Línea de Investigación:

Automatización de subestaciones eléctricas

Grupo de Investigación:

Grupo de Investigación en Teleinformática y Teleautomática – Grupo TyT

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de minas, Departamento de Energía Eléctrica y Automática

Medellín, Colombia

2018

Dedicatoria

A mi novia por impulsarme a iniciar y

mantenerme en este camino, a mi madre por

su lucha incansable, su apoyo incondicional y

creer siempre en mí, a mi padre por confiar en

mis decisiones y apoyarme en mis propósitos,

a la mujer que siempre será un ejemplo a

seguir Luz Angélica Tobar, a mis hermanos y

todos aquellos que creyeron en mí.

.

No es el conocimiento, sino el acto de

aprendizaje, y no la posesión, sino el acto de

llegar allí, que concede el mayor disfrute.

Carl Friedrich Gauss

VI Análisis del Tiempo de Respuesta de un Sistema de Protecciones en Subestaciones

Eléctricas con Implementación de Bus de Proceso IEC 61850-9-2

Agradecimientos

Tras cumplir con la meta trazada, después de tantos retos y limitaciones, después de

continuos días y noches de trabajo, después de la satisfacción de alcanzar el objetivo

propuesto; es imprescindible dar las gracias a:

A Dios por permitirme culminar con éxito los propósitos fijados, por permitir

rodearme de personas que han sido un gran apoyo en el transcurso del camino y

por las alegrías y dificultades, que me permitieron formarme como persona.

A mi madre, mi padre, mi novia y demás familiares, por confiar en cada decisión

tomada y proyecto propuesto, por comprender mis largas ausencias y aun así,

apoyarme incondicionalmente para alcanzar mis metas.

A mis compañeros de trabajo en el Laboratorio de pruebas en IEC 61850 de la

Universidad Nacional de Colombia sede Medellín, quienes siempre estuvieron

prestos a apoyarme en la solución de dificultades propias de la investigación.

Los representantes de las empresas Schweitzer Engineering Laboratories (SEL),

General Electric (G.E.) y OMICRON, por la disposición de equipos y apoyo técnico

para la ejecución de pruebas que hicieron parte de esta investigación.

Al profesor John Edwin Candelo, por la orientación y acompañamiento en el

proceso de investigación y análisis de resultados de esta investigación.

Al profesor Germán Zapata, por poner a disposición de este proyecto todo el

recurso técnico disponible en el laboratorio de pruebas en IEC 61850.

Al personal docente y compañeros de estudio, que aportaron en mi formación

profesional.

Resumen y Abstract VII

Resumen

En Colombia se evidencia un bajo nivel de implementación de subestaciones eléctricas

con bus de proceso, estrechamente ligado a la incertidumbre que existe sobre el impacto

de dicha implementación, en el tiempo de respuesta de las protecciones eléctricas. En

este trabajo de investigación, se evalúa el tiempo de respuesta de estos equipos operando

con señales muestreadas en una subestación digital. Para esto, se realiza un análisis de

la transformación en subestaciones y protecciones eléctricas, a partir de donde se

establecieron requisitos para la creación de un esquema de pruebas que emule una

subestación con bus de proceso.

Se diseñó un índice aplicable a los tiempos medidos, que permite evidenciar el impacto en

las protecciones eléctricas, al operar en una subestación con bus de proceso. Tras

elaborar el esquema, se ejecutaron pruebas que permitieron validar la aplicabilidad de

dicho índice, se obtuvieron retardos de tiempo en la operación de las protecciones con bus

de proceso y se contrastaron frente a tiempos de referencia de un dispositivo convencional.

A partir de estos resultados, se concluyó que aquellos retardos pueden ser admisibles para

la operación de un esquema de protecciones y que es necesario evaluar múltiples

funciones de protección para definir su impacto en la subestación. Asimismo, se identificó

que la metodología, el esquema de pruebas y el índice desarrollado, pueden ser aplicables

en la industria para pruebas y configuración de subestaciones, o en el área de

investigación se puede aplicar para realizar pruebas de diferentes equipos y topologías en

subestaciones eléctricas.

Palabras clave: IEC 61850, Bus de Proceso, Protecciones Eléctricas, Sistema de

Automatización de Subestaciones (SAS), Dispositivo Electrónico Inteligente (IED).

VIII Análisis del Tiempo de Respuesta de un Sistema de Protecciones en Subestaciones


Abstract

In Colombia, there is a low level of implementation of electrical substations with process

bus, closely linked to the uncertainty that exists regarding the impact of such

implementation, on the response time of electrical protections. In this research, the

response time of those devices are evaluated by operating signals sampled in a digital

substation. For this, an analysis of the transformation in substations and electrical

protections are made, from where the requirements for the creation of a test scheme that

emulates a substation with process bus have been established.

An applicable index to the measured times was designed, which makes it possible to

demonstrate the impact on the electrical protections, when operating in a substation with

process bus. After the elaboration of the scheme, the tests that allowed the applicability of

index was executed, it was obtained delays in time of the operation in the protections with

process bus and were contrasted against the reference times of a conventional device.

From these results, it is concluded that those delays can be admissible for the operation of

a protection scheme and that it is necessary to evaluate the multiple protection functions

to define their impact on the substation. Furthermore, it was identified that the methodology,

test scheme and the developed index, can be used in industry for testing and configuration

of substations, or in the research area can be applied to perform tests of different devices

and topologies of electrical substations.

Keywords: IEC 61850, Process Bus, Electrical Protections, Substation Automation

System (SAS), Intelligent Electronical Device (IED).

Contenido IX

Contenido

Resumen ....................................................................................................................... VII

Lista de figuras .............................................................................................................. XI

Lista de tablas ............................................................................................................. XIII

Lista de Símbolos y abreviaturas ............................................................................... XIV

Introducción .................................................................................................................. 17

1. Antecedentes, problema, justificación y alcance ................................................ 22 1.1 Estado del Arte ................................................................................................. 22 1.2 Definición del problema .................................................................................... 28 1.1 Justificación ...................................................................................................... 32 1.2 Objetivos .......................................................................................................... 39

1.2.1 Objetivo General ............................................................................................ 39 1.2.2 Objetivos específicos ..................................................................................... 39

1.3 Organización del documento ............................................................................ 39

2. SUBESTACIÓN DIGITAL Y PROTECCIONES ELÉCTRICAS ................................ 42 2.1 Estándar IEC 61850 ......................................................................................... 42 2.2 Bus de Proceso IEC 61850-9-2 ........................................................................ 46 2.3 Protecciones eléctricas .................................................................................... 48 2.4 Evolución de las protecciones eléctricas .......................................................... 49 2.5 Protecciones eléctricas operando bajo el estándar IEC 61850 ......................... 52 2.6 Tiempos de respuesta típicos en protecciones eléctricas ................................. 54 2.7 Protección de sobrecorriente instantánea o de tiempo definido ........................ 55

3. Metodología ............................................................................................................ 57 3.1 Propuesta de esquema de pruebas para evaluación de protecciones eléctricas con bus de proceso..................................................................................................... 59 3.2 Exigencias para operación de las protecciones eléctricas con bus de proceso. 61

3.2.1 Merging Units. ............................................................................................... 62 3.2.2 Protecciones eléctricas .................................................................................. 63 3.2.3 Sincronización de tiempo ............................................................................... 64 3.2.4 Inyección de señales ..................................................................................... 64 3.2.5 Otros equipos ................................................................................................ 65

3.3 Elaboración del esquema a utilizar. .................................................................. 66

X Análisis del Tiempo de Respuesta de un Sistema de Protecciones en Subestaciones


3.4 Configuración de dispositivos bajo prueba, inyección de señales y herramientas de análisis. .................................................................................................................. 68 3.5 Indicador de desempeño en el tiempo de respuesta de protecciones eléctricas con bus de proceso ..................................................................................................... 75

4. Análisis del tiempo de respuesta en protecciones eléctricas con bus de proceso .......................................................................................................................... 82

4.1 Ejecución de las pruebas y reporte de resultados. ............................................ 82 4.1.1 Resultados de pruebas con protección A ...................................................... 83 4.1.2 Resultados de pruebas con protección B ...................................................... 96

4.2 Contraste entre resultados .............................................................................. 108 4.3 Evaluación de desempeño en el tiempo de respuesta de protecciones eléctricas con bus de proceso ................................................................................................... 119 4.4 Pruebas adicionales y resultados obtenidos ................................................... 123

5. Conclusiones y recomendaciones ..................................................................... 127 5.1 Conclusiones .................................................................................................. 127 5.2 Recomendaciones .......................................................................................... 130

Contenido XI

Lista de figuras

Pág.

Figura 1-1: Esquema de operación de protecciones eléctricas en Subestación

convencional vs subestación con bus de proceso. ......................................................... 30

Figura 1-2: Arquitectura de conexión en subestación eléctrica convencional (Verzosa,

Casilla, & Gosalia, 2014) ................................................................................................ 33

Figura 1-3: Arquitectura de comunicación en subestación eléctrica con IEC (Baigent,

Adamiak, & Mackiewicz, 2009) ....................................................................................... 34

Figura 1-4: El concepto de Merging Unit y sus posibles entradas análogas (Zapata

Madrigal, 2015) .............................................................................................................. 35

Figura 1-5: Evolución de las subestaciones eléctricas entorno a la digitalización. (ABB

Group, 2010) .................................................................................................................. 37

Figura 2-1: Arquitectura de comunicaciones IEC 61850 (Christoph Bruner, 2007) ........ 43

Figura 2-2: Modelo de datos utilizado para representar una protección de distancia

(Christoph Bruner, 2007) ................................................................................................ 45

Figura 2-3: Proceso de configuración de un SCL (Christoph Bruner, 2007) .................... 45

Figura 2-4: Componentes del estándar IEC 61850 (Lee, 2016) ...................................... 46

Figura 2-5: Evolución de los equipos de protección ........................................................ 52

Figura 3-1: Diagrama de flujo que describe los principales Ítems contemplados en la

metodología propuesta para el trabajo de investigación. ................................................ 57

Figura 3-2: Modelado del sistema necesario para emulación de subestación con bus de

proceso y evaluación de tiempo de respuesta en protecciones eléctricas. ..................... 60

Figura 3-3: Esquema para pruebas utilizado para el proyecto de investigación. ............. 67

Figura 4-1: Oscilografía obtenida para la secuencia de fallas programadas para la

protección A, utilizando la Merging Unit A ...................................................................... 84

Figura 4-2: Oscilografía con tiempos medidos para falla 3 (4,2 A) con MU A y Relé A. .. 85

Figura 4-3: Grafico de tendencia para los tiempos promedio obtenidos en los eventos de

falla con relé A y MU A. .................................................................................................. 87

Figura 4-4: Oscilografía con eventos de falla probados y variables digitales o binarias

medidas como tiempo de respuesta de la protección eléctrica A operando con MU B. .. 88

Figura 4-5: Oscilografía de muestra, con tiempos medidos para falla 2 (2,7 A) con MU B y

Relé A ............................................................................................................................ 89

XII Análisis del Tiempo de Respuesta de un Sistema de Protecciones en Subestaciones



falla con relé A y MU B. ................................................................................................... 91

Figura 4-7: Tiempos promedio para el accionamiento de contacto físico en protección A

con MU A y MU B, en el esquema de pruebas. ............................................................... 93

Figura 4-8: Tiempos promedio para el GOOSE Trip de fábrica en protección A con MU A

y MU B, en el esquema de pruebas. ............................................................................... 93

Figura 4-9: Tiempos promedio para el GOOSE Trip creado en protección A con MU A y

MU B, en el esquema de pruebas. .................................................................................. 94

Figura 4-10: Tiempos promedio para el accionamiento de contacto en MU digital activado

desde protección A con MU A y MU B, en el esquema de pruebas. ................................ 95


protección B, utilizando la Merging Unit A. ...................................................................... 96

Figura 4-12: Oscilografía con tiempos medidos para falla 3 (4,2 A) MU A - Relé B ......... 97


falla con relé B y MU A. ................................................................................................... 99


protección B, utilizando la Merging Unit B. .................................................................... 101

Figura 4-15: Oscilografía con tiempos medidos para falla 2 (2,7 A) MU B - Relé B. ...... 102


falla con relé B y MU B. ................................................................................................. 104

Figura 4-17: Tiempos promedio para el accionamiento de contacto físico en protección B

con MU A y MU B, en el esquema de pruebas. ............................................................. 105

Figura 4-18: Tiempos promedio para el GOOSE Trip en protección B con MU A y MU B,

en el esquema de pruebas. ........................................................................................... 106

Figura 4-19: Tiempos promedio para el contacto físico en MU digital a partir de GOOSE

de B con MU A y MU B, en el esquema de pruebas...................................................... 107


protección C, utilizando señales análogas convencionales. .......................................... 111

Figura 4-21: Oscilografía con tiempos medidos para falla 4 (6,0 A) para relé C - con

señales convencionales ................................................................................................ 112

Figura 4-22: Tiempos promedio de operación medidos en equipo de protección C. ..... 114

Figura 4-23: Comparación de tiempos de respuesta para contacto físico de relé

convencional y relé operando con MU A y MU B .......................................................... 115

Figura 4-24: Comparación de tiempos para GOOSE Trip de relé convencional y relé

operando con MU A y MU B. ......................................................................................... 116

Figura 4-25: Comparación de tiempos de respuesta en MU digital accionada desde relé

convencional y relé operando con MU A y MU B. ......................................................... 117

Figura 4-26: Disparos GOOSE generados en relés de protección y leídos en MU digital

para la acción de maniobra. .......................................................................................... 119

Figura 4-27: Curva de tendencia para el tiempo de respuesta en protección A en

diferentes niveles de falla operando con SV. ................................................................ 124

Figura 4-28: Curva de tendencia para el tiempo de respuesta en protección B en

diferentes niveles de falla operando con SV. ................................................................ 125

Contenido XIII

Lista de tablas

Pág.

Tabla 2-1: Tasa de muestreo en Merging Units según el tipo de aplicación. .................. 47

Tabla 2-2: Tiempos de respuesta calculados de manera teórica para la operación de una

protección eléctrica con los tipos de curva considerados según la IEC. ......................... 55

Tabla 3-1: Programación para la inyección de señales de corriente en diferentes niveles

de operación. ................................................................................................................. 74

Tabla 4-1: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección A y MU A. ............... 86

Tabla 4-2: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección A y MU B. ............... 90

Tabla 4-3: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección B y MU A. ............... 98

Tabla 4-4: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección B y MU B. ..............103

Tabla 4-5: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección C usando señales

convencionales..............................................................................................................113

Tabla 4-6: Índice calculado para protección B operando con MU A. ..............................120

Tabla 4-7: Índice calculado para protección B operando con MU B. ..............................122

Contenido XIV

Lista de Símbolos y abreviaturas

Símbolos con letras griegas Símbolo Término Unidad SI

𝛽 Indicador de desempeño para protecciones operando con bus de proceso

1

𝛽𝑓

Índice para evaluación del tiempo de respuesta en protecciones eléctricas con bus de proceso, asociado al contacto físico en el relé.

1

𝛽𝑔

Índice para evaluación del tiempo de respuesta en protecciones eléctricas con bus de proceso, asociado a mensajes GOOSE de disparo, leídos en la red de comunicación.

1

𝛽𝑚

Índice para evaluación del tiempo de respuesta en protecciones eléctricas con bus de proceso, asociado a la operación de MU digital operando a partir del relé.

1

Abreviaturas Abreviatura Término

BID Banco Interaméricano de Desarrollo

CB Circuit Breaker CONV Conencional GE General Electric

HMI Interfas Hombre Maquina

HSR Redundancia Fluida de Alta Disponibilidad

IEC International Electronical Commision IED Dispositivo Electrónico Inteligente

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers LN Nodo Lógico

M Múltiplo (para curvas de corriente) MU Merging Unit NCIT Transformadores de Instrumentación No Convencionales P2P Punto a Punto

PB Bus de proceso

PRP Protocolo de Redundancia Paralela

PTP Precision Time Protocol SB Bus de estación

Contenido XV

Abreviatura Término SCADA Supervisory Control And Data Acquisition

SEL Schweitzer Engineering Laboratories SIN Sistema Interconectado Nacional STN Sistema de Transmisión Nacional SV Sampled Values SW Switch

TC Transformador de Corriente

TP Transformador de Potencial

Introducción

A pesar de la diversidad de subestaciones y variedad en configuraciones de las mismas,

hay ciertas características que se dan en cada bahía o punto de conexión de una

subestación eléctrica. Este caso, por ejemplo, se da con los equipos como TCs

(Transformadores de Corriente) y TPs (Transformadores de Potencial o Voltaje), los cuales

son indispensables en una subestación, pues mediante estos elementos se realizan las

diferentes mediciones y monitoreo del sistema, y más específicamente de la línea o bahía

a la que dichos dispositivos se encuentran asociados.

Los TCs son dispositivos que permiten transformar el nivel de corriente que atraviesa por

las líneas de transmisión, a niveles aceptables para la operación de los equipos de control

en la subestación eléctrica; esto se hace mediante una relación de transformación que se

selecciona de acuerdo a las necesidades del sistema

. De igual manera los TPs permiten reducir el nivel de voltaje al cual están conectados

hasta un grado tolerable por los equipos de medida, monitoreo y protección del sistema en

el cual se encuentran ubicados.

Tradicionalmente una subestación eléctrica realiza la conexión de señales a la salida de

los TCs y TPs hacia los diferentes equipos que requieren de estas, mediante cable de

cobre. Esto implica grandes gastos en material, así como considerables riesgos eléctricos

para el personal que esté en alrededores de estas conexiones. El cableado de señales

eléctricas comúnmente implica grandes tendidos de cables en una subestación, pues son

varios los equipos de medida y protección que requieren de estas para su correcta

operación, teniendo en cuenta que al usar cableado en cobre cada señal debe tener un

camino independiente a las demás e independiente de las veces que se repita. Es decir,

entre más veces sea necesaria una misma señal serán mayor el número de cables

utilizados para la interconexión de la misma entre los dispositivos.

18 Análisis del Tiempo de Respuesta de un Sistema de Protecciones en

Subestaciones Eléctricas con Implementación de Bus de Proceso IEC 61850-9-2

Teniendo en cuenta diferentes factores como el riesgo eléctrico, elevados costos en

materiales y estructuras para equipos y cableado, entre otras cosas; con el pasar del

tiempo se ha optado por la implementación de nuevas técnicas de gestión, control y

supervisión de la subestación eléctrica y los diferentes equipos que la componen

(Apostolov, 2010). Así es como surge el estándar IEC 61850 “Redes y Sistemas de

Comunicación en Subestaciones” enfocada en principio en la interoperabilidad de los

diferentes dispositivos, al tiempo encaminando consigo la implementación de diferentes

protocolos de comunicación y elementos que permiten reducir el número de conexiones

eléctricas a través del envío de información por medio de redes teleinformáticas

(Mackiewicz, 2006) (International Electrotechnical Commission, 2003). Se reduce así

considerablemente el riesgo eléctrico en una subestación, al tiempo que los costos son

más bajos y se generan una considerable cantidad de beneficios tanto para usuarios, como

para empresas encargadas de la operación y/o supervisión de la subestación eléctrica.

La implementación del mencionado estándar permitió unir de forma directa la electricidad

con la informática, con aspectos tan relevantes como el envío de información a través de

mensajes digitalizados o señales muestreadas. Se permite la redundancia en el envío de

información, introduciendo entre otras cosas ciberseguridad al sistema y la implementación

de diversos dispositivos de comunicación presentes en una arquitectura típica que se

adapte a la IEC 61850. Este estándar se dio a conocer como tal con la divulgación de su

primera edición en el año 2003, siendo publicado por la International Electrotechnical

Commission (IEC), sufriendo algunas modificaciones con el pasar del tiempo, llegando a

la actual Edición 2, que se está utilizando a nivel internacional (International

Electrotechnical Commission, 2013).

Este estándar permite dividir la subestación eléctrica en 3 niveles caracterizados entre sí

por el tipo de comunicación y dispositivos que componen la arquitectura. Estos niveles

parten desde la supervisión y control de una subestación eléctrica conocido como nivel de

estación (Brunner C. , 2008). En este nivel se realizan todas las actividades de

comunicación entre SCADA, centro de gestión y demás elementos de orden superior. A

continuación, se encuentra el nivel de bahía donde se ubican los dispositivos de protección

y control en la subestación, así como la interfaz hombre máquina (HMI) como sistema de

supervisión local de la subestación y los equipos de configuración para los mencionados

dispositivos. Finalmente, se encuentra el nivel de procesos; es aquí donde intervienen los

19

equipos de patio como TCs y TPs, tanto convencionales como no convencionales, y los

equipos o elementos de comunicación de sus señales.

Así entonces, siguiendo lo mencionado anteriormente aparece la necesidad de un sistema

para realizar el tránsito de información entre los niveles mencionados de forma adyacente,

con lo surgen lo que se conocen como bus de estación y bus de proceso. El primero de

estos, hace referencia a la interfaz o sistema de comunicación entre el nivel de estación y

nivel de bahía, mientras que el bus de proceso hace referencia al sistema de comunicación

entre los niveles de bahía y proceso.

Tanto bus de proceso y bus de estación se caracterizan entre otras cosas por los

elementos que lo componen, elementos que se comunican y especialmente por el tipo de

mensajería o información que transita a través de cada uno de ellos. En la actualidad, las

subestaciones eléctricas han optado por la implementación del estándar IEC 61850, en

gran medida hasta el nivel de bahía; es decir, implementando únicamente hasta el bus de

estación. En el bus de estación se realiza el envío de señales de protección y control

mediante el uso de mensajes de tiempo rápido conocidos como protocolo GOOSE

(Generic Object Oriented Substation Event). Este tipo de mensajería se encuentra descrita

en su totalidad en la sección IEC 61850-8-1, en la cual se mencionan características de

gran relevancia como el tiempo de propagación, la estructura del mensaje y la utilidad de

este en una subestación eléctrica (International Electrotechnical Commission, 2011).

La implementación del bus de estación en una subestación tradicional, si bien implica una

considerable reducción en costos de materiales y obras principalmente eléctricas, para la

transmisión de mensajes y comandos de operación, estados o alarmas, esto no implica un

cambio de fondo en la estructura de la subestación (ABB Group, 2010). Pues si bien la

mensajería de señales digitales se llevará a cabo por medio de mensajería informática

dejando de lado los tradicionales cables de cobre punto a punto; este tipo de

transformación se realiza en la tarjeta de procesamiento del relé, equipo de control,

monitoreo o supervisión que lo transmita o reciba.

Así entonces, si bien se presenta el cambio entre una red eléctrica tradicional por una red

informática, la principal novedad es la necesidad de un canal de comunicación por el cual

se enviarán un gran número de mensajes entre un publicador y un suscriptor, que tendrán



asociada una dirección MAC o GOOSE ID que los identifique en el canal de comunicación.

La transición entre el tipo de señal eléctrica tradicional y el mensaje GOOSE, se realiza de

una forma breve, pues en el caso de la primera, es una señal digital que denota una

inyección o no, de una señal de voltaje de un nivel especifico; el cual se asocia

directamente con el envío de una señal binaria donde se representa la presencia o

ausencia de un pulso mediante un valor de uno o cero respectivamente.

Ahora, pasando al contexto de bus de proceso, su implementación masiva hasta el

momento a nivel mundial aún es baja, debido a lo que implica la transferencia de señales

análogas de voltaje y corriente con sus respectivos valores a través de un medio

informático. La mensajería enviada por medio del bus de proceso se conoce como SV

(Sampled Values) y corresponde a los valores muestreados de las ondas de voltaje y

corriente que deben ser leídos de manera continua y sin interrupciones por parte de los

diferentes equipos de protección y medida dispuestos para la subestación eléctrica

(International Electrotechinical Commission, 2011).

Teniendo en cuenta que los valores análogos a la salida de TCs y TPs leídos por los

elementos en el nivel de bahía deben suministrarse de manera continua e ininterrumpida,

se crea una gran incertidumbre por parte de usuarios y empresas encargados de las

subestaciones eléctricas; pues para la utilización de SV, la tasa de muestreo de las

mencionadas señales debería ser considerablemente alta; esto permite reducir el error que

deberían tener respecto a la señal real y que podría llevar a una inadecuada operación de

los dispositivos en el nivel de bahía.

Lo anterior, sumado a los procesos de suscripción desde los equipos de protección, la

interoperabilidad entre dispositivos y posibles retardos de tiempo que se puedan generar

en un sistema con bus de proceso, han generado que el nivel de implementación de bus

de proceso en Colombia sea mínimo, teniendo menos de 1 % de las subestaciones

eléctricas del país, con este tipo de tecnologías. Todo esto se debe a la obligación de

convertir la señal análoga a muestreada, el etiquetado de la misma según se contempla

en la sección 9-2 del estándar y la publicación masiva de las señales a una red de

comunicación (International Electrotechinical Commission, 2011).

21

Por ende, se requiere que en el país se lleven a cabo proyectos piloto o de investigación,

que contemplen pruebas a dispositivos de protección en subestaciones eléctricas con bus

de proceso, reales o emuladas; a partir de donde sea posible extraer los suficientes

resultados que permitan establecer la viabilidad en la implementación masiva de bus de

proceso en las subestaciones eléctricas del SIN, sin que esto represente un riesgo para la

operación del sistema.

Una vez exista el grado de confianza suficiente para la implementación de bus de proceso

y se garantice que el tiempo de respuesta de las protecciones eléctricas, no se verá

afectado con esto; la infraestructura eléctrica del país evolucionará considerablemente y

se encaminará en el entorno de las redes inteligentes, aplicando las tecnologías de la

información y las comunicaciones, iniciando desde las subestaciones eléctricas y

expandiéndose hacia todo el sistema de potencia colombiano.



1. Antecedentes, problema, justificación y alcance

1.1 Estado del Arte

Tradicionalmente una subestación eléctrica realiza la conexión de señales a la salida de

TCs y TPs hacia los diferentes equipos que requieren de estas, mediante cable de cobre;

lo cual implica grandes gastos en material, así como considerables riesgos eléctricos para

el personal que esté en alrededores de estas conexiones.

El cableado de señales eléctricas comúnmente implica grandes tendidos de conductores

en una subestación, pues son varios los equipos de medida y protección que requieren de

estas para su correcta operación, teniendo en cuenta que al usar cableado en cobre cada

señal debe tener un camino independiente a las demás e independiente de las veces que

se repita; es decir entre más veces sea necesaria una misma señal serán mayor el número

de cables utilizados para la interconexión de la misma entre los dispositivos.

Teniendo en cuenta diferentes factores como el riesgo eléctrico, elevados costos en

materiales y estructuras para equipos y cableado, entre otras cosas; con el pasar del

tiempo se ha optado por la implementación de nuevas técnicas de gestión, control y

supervisión de la subestación eléctrica y los diferentes equipos que la componen

(Mackiewicz, 2006).

Así es como surge el estándar IEC 61850 en su primera edición “Communication networks

and systems in substations” enfocada en principio en la interoperabilidad de los diferentes

dispositivos, encaminando consigo la implementación de diferentes protocolos de

comunicación y elementos que permiten reducir el número de conexiones eléctricas a

23

través del envío de información por medio de redes teleinformáticas, reduciendo así

considerablemente el riesgo eléctrico en una subestación, al tiempo que reducen los costos

y generan una considerable cantidad de beneficios para usuarios y empresas encargadas

de la operación y/o supervisión de la subestación eléctrica (Mackiewicz, 2006).

La implementación del mencionado estándar permitió ligar de forma directa la electricidad

con la informática, con aspectos tan relevantes como el envío de información sobre

estados o valores a través de mensajes digitalizados o señales muestreadas, permitiendo

adicionalmente una redundancia en el envío de información, introduciendo entre otras

cosas ciberseguridad al sistema y la implementación de diversos dispositivos de

comunicación presentes en una arquitectura típica que se adapte a la IEC 61850 (Brunner

C. , 2008).

El estándar IEC 61850 se dio a conocer como tal con la divulgación de su primera edición

en el año 2003, siendo publicado por la International Electrotechnical Commission´s (IEC),

llegando posteriormente a la actual Edición 2, que se aplica a nivel internacional. Este

estándar, en principio fue enfocado en la comunicación para un sistema de automatización

de subestaciones; sin embargo, a nivel mundial es conocido como el estándar de

interoperabilidad en subestaciones eléctricas, esto debido al lenguaje y modelo de datos

que se implementan con este estándar y que está encaminado a la comunicación entre

dispositivos de múltiples fabricantes (Brunner C. , 2008) (Janssen & Apostolov, 2008).

El desarrollo del estándar IEC61850 tardó un periodo de aproximadamente 10 años, y se

llevó a cabo gracias a los esfuerzos conjuntos de un gran número de expertos en la

industria a nivel mundial. En principio se ejecutaban por separado el desarrollo GOMSFE

(Generic Object Models for Substation and Feeder Equipment) como parte de la UCA (the

Utilities Communications Architecture) y el proyecto de la norma IEC 61850 para el

desarrollo de un protocolo de comunicaciones para una subestación, que se encontraba a

cargo del comité Técnico 57 (Bruner, Clinard, & Apostolov, 2007).

En el proceso de construcción de la norma fue tan amplia la participación de múltiples

expertos en áreas afines al sector eléctrico y de comunicaciones, que tenían

representación de fabricantes, empresas de servicios públicos, empresas privadas,

consultores y desarrolladores de software, entre otros. Siendo este uno de los factores



claves para la inclusión de aspectos relevantes como el modelado de datos o transferencia

de información en una red de comunicaciones. Así entonces es como nace un gran aporte,

UCA GOMSFE "bricks", los bloques de construcción de los modelos de objetos de

dispositivo; que brindan la opción de modelar cualquier tipo de IED (Intelligent Electronic

Device) sin importar su complejidad o el origen de fabricación (Bruner, Clinard, &

Apostolov, 2007).

Posteriormente, nace el concepto de las comunicaciones de alta velocidad “Peer to Peer”

entre dos dispositivos, conocido como GOOSE el cual es implementado masivamente para

el envío de mensajes asociados a disparos de protecciones, alertas o comandos de

emergencia gracias a sus atributos de alta velocidad y fácil transmisión. Más adelante nace

el concepto de Nodo Lógico (LN), que es el equivalente del modelo de UCA GOMSFE

"bricks", pero aplicado para modelar los componentes o atributos asociados a particiones

internas en el dispositivos (Bruner, Clinard, & Apostolov, 2007) (Schossig & Schossig,

2016).

Seguido a estos logros y en busca que el desarrollo de la norma esté ligado a tres requisitos

básicos, como son: ser independiente de la tecnología, ser flexible y ser ampliable; por lo

cual se continua con su proceso de construcción con el esfuerzo de tres grupos de trabajo,

asociados a la definición de la arquitectura funcional y requisitos generales,

comunicaciones en bus de estación y comunicaciones en bus de proceso (Baigent,

Adamiak, & Mackiewicz, 2009). Con el paso del tiempo, la implementación del estándar

IEC 61850 ha ido creciendo a nivel mundial; esto considerando los amplios beneficios que

trae para el sector eléctrico, principalmente para empresas encargadas del diseño, montaje

y operación de una subestación eléctrica (ABB Group, 2010).

No obstante, la implementación masiva se ha llevado a cabo hasta el nivel de control, es

decir, lo correspondiente a bus de estación. Lo anterior debido a la sencillez de su

implementación, redundancia en comunicaciones y simplicidad en la estructura de los

mensajes dispuestos para la comunicación en este nivel. En Colombia la implementación

de este estándar avanza de manera progresiva, pues las diferentes empresas del sector

propietarias o supervisoras de subestaciones eléctricas, han evidenciado lo provechoso

que resulta el uso del mencionado estándar. Sin embargo, en el país para el año 2015 no

se encuentran subestaciones eléctricas con implementación completa en bus de proceso

25

(IEC 61850-9-2), pues las empresas del sector han optado por implementar el estándar en

los niveles superiores al nivel de bahía, debido al desconocimiento de proyectos al

respecto y las implicaciones que traería para el sistema una falla de comunicaciones en

este nivel (Franco, Garcia, Osorno, & Latozefski, 2015).

Así entonces, los proyectos que se encuentran actualmente a nivel mundial asociados a la

implementación de bus de proceso, se pueden considerar escasos frente a la cantidad de

subestaciones eléctricas. En su mayoría los mencionados proyectos han sido ejecutados

por los principales fabricantes de dispositivos para sistemas de potencia; como son

General Electric (GE), SIEMENS, ABB, NARI y SEL, entre otros.

Es preciso mencionar el hecho que, teniendo en cuenta su baja implementación a nivel

mundial, las principales empresas y grupos de expertos en el tema como IEC y UCA,

organizan diversos eventos donde se realizan variedad de pruebas en interoperabilidad y

arquitecturas de comunicación. Es aquí donde los fabricantes exponen sus más recientes

desarrollos y soluciones propuestas para automatización de subestaciones eléctricas, a la

vez que realizan demostraciones que permiten validar sus propuestas.

Haciendo énfasis en la interoperabilidad entre dispositivos, objetivo principal de la norma;

se tiene que para el año 1998 se presenta en el marco del proyecto OCIS la primera

configuración con una arquitectura de comunicaciones que involucra a dos fabricantes

diferentes, que para este caso fueron: ALSTOM (ahora GE) y SIEMENS. Seguidamente

en el año 2001, KEMA certifica la interoperabilidad entre IEDs de ABB y SIEMENS, en una

conexión punto a punto (Schossig & Schossig, 2016) (Schubert & Brunner, 2002).

Posterior a esto, en Hannover en el año 2002 se presentó un sistema de demostración, el

cual combinaba elementos de tres fabricantes diferentes (ABB, ALSTOM y SIEMENS).

Para ese entonces se manifestó conjuntamente por estos tres fabricantes que tendrían

dicha solución en el mercado para el año 2004. Para el año 2003, GE ofrece una solución

para digitalización de subestaciones, donde se establece una arquitectura aplicando IEC

61850, pero con dispositivos netamente de dicho fabricante. Luego, pasando al año 2004,

para ese entonces en el CIGRE en la ciudad de Paris, ABB presenta una arquitectura

compacta, que empleaba IEC 61850. Asimismo en este año en Japón, Toshiba daba inicio



a la distribución de IEDs que soportaban el estándar; mientras que SIEMENS ejecutaba la

primera subestación digital en Suiza (Schossig & Schossig, 2016).

Seguidamente, en el año 2005 se lanza la sección 10 del estándar (IEC 61850-10), donde

se establecen las pruebas de conformidad que deben realizarse a los diferentes

dispositivos para que puedan ser ofertados como una solución a implementar en una

subestación que cumpla con el estándar de comunicaciones (International Electrotechnical

Commission, 2005). Luego, en el año 2007 el fabricante SAC (ahora Arteche) de inicio a

la comercialización de soluciones para automatización de subestaciones eléctricas,

ejecutando su primer proyecto en China. A la postre, en el año 2008 GE presenta y

distribuye comercialmente el dispositivo Brick-Rugged, que se podría interpretar como la

primer Merging Unit o equipo conversor de señales análogas a digitales, ofrecido por este

fabricante para implementación en el bus de proceso (Schossig & Schossig, 2016)

(Kasztenny, y otros, 2008).

Sin embargo, a pesar de las características de uso y capacidades; el principal limitante de

dicho dispositivo fue el haber sido diseñado para realizar comunicación punto a punto

(P2P), lo cual restringe su aplicación en una arquitectura típica donde se implementa el

estándar (Kasztenny, y otros, 2008).

Retomando el tema, en este mismo año (2008) el fabricante SEL da inicio a su portafolio

comercial con soluciones para implementación de IEC 61850-9-2, llevando a cabo

múltiples proyectos en México, Rusia y varios países de Europa (Dolezilek & Skendzic,

2017). Al mismo tiempo, el fabricante SIEMENS hace pública la certificación de su línea

Siprotec 4; con más de 100 dispositivos, en conformidad con el estándar IEC 61850 edición

1 (Schossig & Schossig, 2016). Más tarde, pasando al año 2009 el fabricante ABB lanza

su línea de productos correspondientes a la serie 670, la cual es totalmente compatible

con el estándar e incluyen diferentes herramientas de configuración como PCM600 para

IEDs y la herramienta IET600 como un potente configurador del sistema, enfocado en IEC

61850 (ABB Group, 2010).

Asimismo, para ese entonces se implementa en China la primera subestación eléctrica

completamente digital, aplicando IEC 61850; proyecto llevado a cabo por el fabricante

SAC; que posteriormente en el año 2010 tendría un nuevo proyecto en la completa

27

automatización de una subestación eléctrica a 220 kV, aplicando el estándar. Más

adelante, ya en el año 2013 se lanza la segunda edición de la norma, donde se realizan

algunas correcciones y se hacen aclaraciones en ciertas ambigüedades encontradas en la

primera edición (Brand, 2016).

Para este mismo año el fabricante ALSTOM realiza un proyecto en Dinamarca, donde

suministra IEDs que cumplen con los requisitos de implementación expuestos en el

estándar y adicionalmente suministra dispositivos ópticos (NCIT) para su implementación

en bus de proceso (Schossig & Schossig, 2016). De igual manera, en este mismo año el

fabricante SIEMENS da a conocer que su última línea de dispositivos SIPROTEC 5, cuenta

con la certificación de conformidad con el estándar en su segunda edición (Schossig &

Schossig, 2016).

Así entonces, se evidencia que con el pasar del tiempo la cantidad de proyectos enfocados

en la implementación del estándar va en crecimiento, debido entre otras cosas a la gestión

realizada por fabricantes de dispositivos y entes u organizaciones ligadas directamente

con el estándar. En la actualidad, la cantidad de proyectos con implementación de IEC

61850 es muy elevada; sin embargo, como se mencionó inicialmente en su mayoría estos

proyectos se dan hasta el nivel de bus de estación, mientras que la implementación del

bus de proceso se ha realizado en menor medida.

A pesar de la existencia de un considerable número proyectos en Europa, Asia y América,

el acceso a información de los mismos es muy limitado; pues al ser un desarrollo reciente

y aún desconocido para gran cantidad de potenciales usuarios, la divulgación de los

resultados obtenidos se realiza en eventos especiales o en publicaciones con acceso

limitado para el público en general.

Finalmente, cabe resaltar que en Colombia, a la fecha se hablan de múltiples proyectos

piloto y pruebas de laboratorio, enfocadas en evaluar las implicaciones que tendría la

implementación de bus de proceso en una subestación eléctrica (Franco, Garcia, Osorno,

& Latozefski, 2015). Así entonces, entre las experiencias observadas se encuentra la

implementación realizada por HMV en ciertas subestaciones de baja tensión, donde el

objetivo fue evaluar el adecuado desempeño del sistema y contrastar la respuesta frente

a la misma subestación con señales convencionales (HMV Ingenieros Ltda, 2017) y el



proyecto piloto que lleva a cabo Interconexión Eléctrica S.A. para la implementación del

primer sistema con bus de proceso en una subestación eléctrica de alta tensión en el STN

(Tobar Rosero, y otros, 2017).

Este último proyecto contó con el apoyo del laboratorio de pruebas en IEC 61850 de la

Universidad Nacional de Colombia sede Medellín, y abrió las puertas a la evaluación de

múltiples aspectos que son de gran relevancia a la hora de implementar bus de proceso

en una subestación eléctrica; evaluando protocolos de redundancia en comunicaciones,

sincronización de tiempo y validando la interoperabilidad entre dispositivos de diferentes

fabricantes que puedan adaptarse en una subestación digital. La puesta en marcha de este

piloto, marca un hito en el país y permite a partir de los resultados recolectados posterior

a su implementación, evidenciar dificultades adicionales y sentar las bases en cuanto a

requerimientos para una implementación masiva en el SIN.

No obstante, dicho proceso requiere también de un apoyo en el área de investigación que

permitan evaluar problemas y soluciones, en un ambiente de operación controlado, a partir

de la simulación de una subestación eléctrica que opera con bus de proceso; en la cual

sea posible evaluar diferentes eventos de falla, comparar respuesta de dispositivos de

protección y Mus, al igual que la evaluación del desempeño de la red de comunicación y

dispositivos que intervienen en ella.

1.2 Definición del problema

A nivel mundial, la implementación del estándar IEC 61850 para subestaciones eléctricas

ha tenido una gran acogida, sin embargo, es posible evidenciar cierto grado de

desconocimiento o escepticismo acerca del comportamiento de una subestación eléctrica

que hace parte de un sistema de potencia, con la implementación de dicho estándar.

Quizá, el factor más determinante para la prevención, que tienen las diferentes empresas

del sector eléctrico, va ligado a la componente de bus de proceso que se contempla en el

estándar (IEC 61850-9-2); debido en gran medida, a la relevancia que tiene este apartado

en la operación del esquema de protección de una subestación eléctrica.

29

El uso de bus de proceso, implica la transferencia de señales análogas generadas por TCs

y TPs en el patio de una subestación; transformadas en señales muestreadas para ser

enviadas a la red de comunicación y posteriormente ser evaluadas por un dispositivo

electrónico inteligente (IED – Intelligent Electronic Device) (Apostolov, 2010). Este, es el

aspecto más crítico en las subestaciones eléctricas digitales y a su vez es la razón, para

que el bus de proceso tenga muy poca acogida en el sector eléctrico colombiano.

Por ejemplo, según (Zapata Madrigal, 2015) en China existen ya más de 700

subestaciones digitales entre 110 kV y 750 kV, donde se ha integrado bus de estación y

bus de proceso. No obstante, un caso muy distante se percibe en la infraestructura

eléctrica colombiana, la cual se encuentra en un nivel de atraso considerable en

comparación con los países de la región y más aún con los países desarrollados referentes

a nivel mundial, según se informa en el último estudio realizado por el BID (Dinero, 2017).

Lo anterior se evidencia tras analizar la cantidad de proyectos actualmente ejecutados o

en proceso de ejecución en el país. El número de subestaciones eléctricas digitales en

Colombia operando con bus de proceso es inferior a cinco, lo cual implica que no se

alcanza ni siquiera el 1% del total de subestaciones eléctricas que tiene el país a nivel de

transmisión y subtransmisión de energía eléctrica (HMV Ingenieros Ltda, 2017) (XM S.A.

E.S.P., 2018).

Lo anterior, se da entre otras cosas debido a que la coordinación de protecciones eléctricas

típicamente se lleva a cabo para dispositivos eléctricos convencionales, es decir, aquellos

que reciben directamente las señales de corriente y voltaje tomadas en la bahía de la

subestación eléctrica; mas no se considera la intervención de dispositivos intermedios

entre la señal analógica y el equipo de protección, tal como se observa en la Figura 1-1.

Partiendo de la relevancia que toman en el sistema dichas señales es pertinente conocer

el desempeño de dispositivos encargados de la transformación de estas, así como las

implicaciones que acarrean para las protecciones eléctricas.



Figura 1-1: Esquema de operación de protecciones eléctricas en Subestación convencional vs subestación con bus de proceso.

Lo anterior, sumado al desconocimiento del estándar IEC 61850 y la formación limitada del

personal técnico y de ingeniería que intervienen en la construcción, configuración,

operación y mantenimiento de las subestaciones eléctricas, los cuales tienen cierta

renuencia a fortalecer la componente eléctrica con las tecnologías de la información y las

comunicaciones; ha llevado a que el país se mantenga en un atraso tecnológico en lo

referente a digitalización de subestaciones eléctricas bajo el estándar IEC 61850.

Adicional a esto, el estándar IEC 61850-9-2 al igual que su similar en “Lite Edition”, usado

como guía para la implementación del bus de proceso; define el procesamiento de las

señales análogas y transformación a señales muestreadas a una tasa de 80 muestras por

cada ciclo; lo cual implica que, en nuestro sistema eléctrico con frecuencia de 60 Hz, se

31

deberían estar procesando y transfiriendo 4800 muestras por segundo para cumplir con el

mencionado estándar. De lo anterior, se evidencia la necesidad de dispositivos con alto

nivel de procesamiento que garanticen una alta tasa de muestreo con tiempos reducidos.

Por tal motivo, es importante considerar la capacidad de los equipos dispuestos para

conversión de señales y publicación de las mismas, así como también de los equipos de

comunicación que serán los encargados de recibir y distribuir este tráfico entre los IEDs

presentes en la red. En este sentido, según expone (Zapata Madrigal, 2015) la red de

comunicación que se utilice en la subestación digital, no debe introducir un retardo de

tiempo que supere los 2 microsegundos, para garantizar la operación adecuada de los

equipos que hacen parte del bus de proceso.

De igual manera, partiendo de la relevancia que toma en un sistema eléctrico de potencia

el tiempo de respuesta de una protección; debe ser considerado el tiempo de

procesamiento de la señal eléctrica a señal muestreada por equipos de patio como Merging

Units, así como la lectura de las señales muestreadas por parte de los IEDs. Esto debido

a que retardos del orden de los milisegundos, pueden elevar considerablemente el tiempo

de operación de una protección eléctrica; lo cual ocasionaría inclusive un colapso del

sistema eléctrico de potencia, teniendo en cuenta el límite que existe para el despeje de

una falla.

Lo mencionado anteriormente trae considerables implicaciones en subestaciones

eléctricas y las acciones que estas debe tener ante un evento que se presente en la red,

dado que el procesamiento de las señales implica un retardo de tiempo en el tránsito de la

señal desde la bahía de la subestación hasta el IED que funciona como relé de protección

en la subestación. Teniendo en cuenta que, existen tiempos de duración de falla que

dependen de cada sistema; sin embargo, se recomienda que el despeje de las mismas,

sea en un tiempo total inferior a 100 milisegundos, donde el tiempo de la protección debería

estar en el orden de los 40 milisegundos (Castaño, 2003).

Asimismo, es evidente que la toma de una gran cantidad de datos por cada segundo

implica una mayor capacidad de procesamiento y a su vez una mayor capacidad de

almacenamiento de los dispositivos que hacen parte del sistema; por lo cual es necesaria

la implementación de equipos con características acordes a dichas necesidades. Sin



embargo, crece la incertidumbre al saber si los equipos que se ofrece actualmente,

realmente están afines a estas características de uso.

Así entonces, teniendo en cuenta los factores antes mencionados, como algunos aspectos

relevantes en la implementación de bus de proceso; es posible definir que en una

subestación eléctrica el eje del problema será el desempeño del sistema de protecciones,

enfocado en los retardos de tiempo asociados al procesamiento de la señal y cantidad de

tráfico en la red. Lo cual puede ser contraproducente teniendo en cuenta que los tiempos

de despeje de una falla eléctrica son bajos, alcanzando tiempos típicamente inferiores a

40 milisegundos.

Para finalizar, se plantea como pregunta de investigación: ¿Se ve afectado de manera

relevante el tiempo de respuesta de un sistema de protecciones en una subestación

eléctrica con implementación de Bus de proceso? Lo cual, se pretende responder a partir

de la investigación teórica y práctica, que se expondrá a lo largo de este documento.

1.3 Justificación

A partir de las mejoras tecnológicas que se han dado con el pasar del tiempo y el continuo

avance en múltiples aspectos de la ciencia y tecnología, es natural que un sector como el

eléctrico también tienda a evolucionar. Es así como aprovechando los desarrollos en áreas

de aplicación como la Ethernet conmutada, TCP/IP, redes de área amplia de alta velocidad

y el desarrollo de dispositivos como computadoras de alto procesamiento a costos

accesibles, se ha propiciado un importante desarrollo en la automatización de

subestaciones eléctricas.

Buscando sacar el mayor beneficio a los avances en tecnología y sistemas modernos de

comunicación, la IEC (International Electrotechnical Commission), ha desarrollado y

lanzado un estándar enfocado en la automatización de subestaciones eléctricas, conocido

como IEC 61850 (Mackiewicz, 2006). Este estándar abrió paso a la implementación de

dispositivos encargados de transformar señales eléctricas en señales muestreadas, para

ser enviadas masivamente por una red local; para su utilización en dispositivos de

33

protección y control en lo que actualmente se conoce como Bus de Proceso (IEC 61850-

9-2) en subestaciones eléctricas. (Brand, 2016).

Partiendo de la complejidad en el diseño, estructuración y puesta en marcha de una

arquitectura tradicional en una subestación eléctrica como la mostrada en la Figura 1-2,

surge la necesidad de simplificar el proceso de comunicación y transferencia de señales

entre dispositivos; considerando a su vez la implementación de equipos multifabricante.

De ahí que, a nivel mundial ha tenido gran aceptación la implementación del estándar IEC

61850, que integra variables eléctricas con la componente de comunicaciones, esta norma

tiene como objetivo interoperabilidad entre dispositivos en subestaciones eléctricas.

Figura 1-2: Arquitectura de conexión en subestación eléctrica convencional (Verzosa, Casilla, & Gosalia, 2014)

Ahora bien, entre los cambios más importantes que ha traído consigo la implementación

en subestaciones eléctricas del estándar IEC 61850, está la reducción en costos debido al

gran ahorro que implica la transferencia de múltiples señales informáticas por un medio o

canal, frente al envío de señales eléctricas a través de un conductor de cobre, que solo

permite una señal por conductor (Janssen & Apostolov, 2008) (Brunner C. , 2016).



Luego, en la Figura 1-3, se presenta una arquitectura de comunicación basada en la

implementación del estándar IEC 61850.

Figura 1-3: Arquitectura de comunicación en subestación eléctrica con IEC (Baigent, Adamiak, & Mackiewicz, 2009)

En la actualidad, el progreso hacia la subestación digital que considera la comunicación

mediante mensajería GOOSE (IEC61850-8-1) se ha ido implementando progresivamente

sin mayores inconvenientes. Esto debido entre otras razones a la simplicidad de los

mensajes lo cual a su vez permiten que estos sean de gran velocidad como se requiere

ante un evento en la red. La mensajería GOOSE se utiliza para el envío de estados de

entradas o salidas digitales asociadas a diferentes componentes en una subestación

eléctrica. Por lo cual, dichos mensajes están compuestos de señales binarias o booleanas,

asociadas a equipos como interruptores y seccionadores; para conocer su estado de

operación; así como también estados de alarmas o indicadores que pudieran sugerir una

operación inadecuada o un probable riesgo en la operación de la subestación eléctrica.

El uso masivo de mensajería GOOSE, se da debido a su simplicidad y reducido tamaño a

la hora de enviarse como paquete de datos en la red. No obstante, para el caso de la

35

implementación de bus de proceso adicional al tráfico que genera en la red el envío de

mensajes GOOSE, también se debe tener en cuenta el tráfico generado debido a la

transferencia de señales muestreadas (Sampled Values). Los SV representan una

digitalización de la señal eléctrica analógica a la salida de TCs y TPs a los cuales se han

asociado los dispositivos conversores, conocidos como Merging Units.

Según el estándar IEC 61850, la tasa de muestreo que deben seguir dichos dispositivos

es de 80 muestras por ciclo para operaciones de protección o control; y de 256 muestras

por ciclo para acciones de medida. Así entonces teniendo en cuenta que a nivel mundial

se ha regulado una frecuencia de 50 o 60 Hz según la normativa local de la región, es

posible afirmar que se estarían utilizando entre 4000 y 4800 valores por cada segundo de

tiempo y por cada señal presente en el sistema (Apostolov, 2010).

A continuación, en la Figura 1-4 es posible observar el diagrama de conexión general para

señales que podrían ser tomadas como entradas análogas, a un dispositivo Merging Unit

que posteriormente emitirá una señal con valores muestreados equivalente a sus entradas

hacia el bus de proceso de la subestación.

Figura 1-4: El concepto de Merging Unit y sus posibles entradas análogas (Zapata Madrigal, 2015) (Skendzic, Ender, & Zweigle, 2007)



Así pues, sería fácil concluir que el tamaño de un paquete de datos en bus de proceso es

considerablemente grande en comparación con lo que sería un paquete de datos de

mensajería GOOSE.

Por otra parte, a la dimensión del tamaño del mensaje o paquete de datos que representan

los SV en una subestación digital, hay que sumarle el agravante que implica el tiempo de

procesamiento de la señal para su digitalización, pues este debe realizarse en tiempos tan

pequeños que se puedan asumir como instantáneos; pues caso contrario la toma de un

valor con cierto retardo podría conllevar una operación fallida en un elemento de protección

del sistema eléctrico lo cual a su vez podría ocasionar grandes desastres teniendo en

cuenta la relevancia que toman los elementos de protección en un sistema eléctrico de

potencia (Skendzic, Ender, & Zweigle, 2007).

Teniendo en cuenta lo mencionado anteriormente resulta lógico el escepticismo que se

observa en el sector eléctrico para la implementación del bus de proceso (HMV Ingenieros

Ltda, 2017) (XM S.A. E.S.P., 2018), asimismo es evidente que se requiere conocer sobre

resultados en las experiencias de implementación en subestaciones eléctricas, con el fin

de generar confianza hacia los demás integrantes del sector.

Con el fin de evidenciar el atraso tecnológico en que se encuentra el país, a continuación,

se expone en la Figura 1-5, la evolución de las subestaciones eléctricas, partiendo desde

la subestación convencional, dónde todas las comunicaciones se realizaban mediante el

uso masivo de cobre (año 1965); hacia la subestación eléctrica digital con bus de proceso

(año 2005), dónde la totalidad de señales en la subestación se digitalizan y se transmiten

mediante canales de comunicación como fibra óptica, lo cual brinda mayor seguridad,

confiabilidad y reduce de manera significativa los costos de montaje y operación en las

subestaciones (ABB Group, 2010). De dicha ilustración, es posible identificar, como la

infraestructura del sector eléctrico colombiano, no ha podido avanzar aún, de un concepto

que se impuso desde el año 1985, manteniendo todavía una considerable cantidad de

subestaciones aún con infraestructura de los años 60’s.

37

Figura 1-5: Evolución de las subestaciones eléctricas entorno a la digitalización. (ABB Group, 2010)

Esto, comprueba que el avance hacia el concepto de subestación digital en el país, cuenta

con muchas limitantes; entre las cuales se destaca de manera relevante, la incertidumbre

existente en los operadores del sistema eléctrico, sobre el desempeño de las protecciones

instaladas en una subestación donde se cuente con la tecnología que se contempla en el

bus de proceso.

Por otra parte, resulta complejo entender el riesgo al que se encuentra sometido el sistema

al cual se están asociados los dispositivos Merging Units; pues al realizar el envío de todas

sus señales de entrada mediante el uso de un único canal de salida, la pérdida de este

dejaría completamente sin funcionamiento el sistema. Sin embargo, para mitigar el riesgo

que algo así ocurra actualmente existen protocolos de redundancia en comunicación como

PRP, HSR según el estándar IEC 62439 (International Electrotechnical Commission,

2012). No obstante la incertidumbre que se genera ante una posible falla, aún no puede

ser eliminada del todo (Janssen & Apostolov, 2008).

Asimismo, es importante recalcar el objetivo principal de la norma, el cual es permitir la

interoperabilidad entre dispositivos, también debe estar presente en el bus de proceso. Es



decir, cada MU utilizada en el sistema debe estar en capacidad de comunicar sus señales

de salida hacia los dispositivos con los cuales se encuentra asociada en la red, sin que

esto genere mayores implicaciones en el sistema. De igual manera los dispositivos de

monitoreo, medida, protección y control utilizados en la subestación eléctrica, deben estar

en capacidad de leer mensajes tanto en protocolo GOOSE como en SV desde las MUs y

a su vez publicar mensajería GOOSE hacia estas y otros IEDs presentes en la red.

En conclusión, la implementación del bus de proceso en un subestación eléctrica trae

múltiples ventajas tanto para usuarios como para empresas, como mejoras en

confiabilidad, seguridad para usuarios y equipos, reducción de costos por cableado, por

obras civiles y otros tantos aspectos relevantes en el diseño y construcción de

subestaciones (Janssen & Apostolov, 2008) (Bruner, Clinard, & Apostolov, 2007). Sin

embargo, no todo puede ser bueno, también existen dudas entre el personal encargado

de la selección de equipos para una subestación, principalmente enfocadas en la poca

información que existe a nivel mundial sobre experiencias con la implementación del bus

de proceso (Brunner C. , 2016).

Es por eso que, tal como lo han planteado algunos fabricantes y expertos en el tema, el

primer paso hacia la implementación masiva del bus de proceso en la automatización de

subestaciones será la inclusión de Merging Units; en algunos casos trabajando de forma

paralela con los sistemas tradicionales o en proyectos piloto que permitan evaluar el

desempeño y adecuado funcionamiento de estos equipos. De aquí nace la necesidad de

desarrollar este trabajo de investigación enfocado directamente en la evaluación de dichos

dispositivos y las implicaciones que contrae su implementación en una subestación

eléctrica (Brunner C. , 2016) (Apostolov, 2010).

Así entonces es innegable la necesidad que hay en el sector eléctrico de realizar estudios

y pruebas que permitan tener mayor conocimiento y a su vez evidenciar el desempeño de

los diferentes componentes en una subestación eléctrica digitalizada Esto, para despejar

cualquier duda que pudiera encontrarse frente a la implementación del estándar y aún más

específicamente en la implementación de la sección 9-2 correspondiente al bus de

proceso.

39

1.4 Objetivos

1.4.1 Objetivo General

Evaluar el tiempo de respuesta en protecciones eléctricas de sobrecorriente ante la

implementación de un sistema de automatización para subestaciones eléctricas.

1.4.2 Objetivos específicos

Determinar las exigencias asociadas a la automatización de una subestación

eléctrica para la operación de un esquema de protección.

Diseñar un esquema de pruebas para evaluar los tiempos de respuesta de las

protecciones eléctricas, partiendo de condiciones básicas en una arquitectura con

bus de proceso.

Comparar los tiempos de respuesta de las protecciones eléctricas en una

subestación análoga versus una subestación digital con bus de procesos.

1.5 Organización del documento

Para brindar una mayor comprensión y seguimiento del trabajo de investigación realizado

y expuesto en el presente documento, se distribuyen los siguientes capítulos de tal manera

que el lector, siente en principio unas bases conceptuales que le permitan posteriormente,

comprender el proceso de pruebas y análisis de resultados que permiten llegar a las

conclusiones finales. Así entonces, los siguientes capítulos de este documento están

compuestos por:

Capítulo 2: un marco teórico sobre la subestación digital y las protecciones

eléctricas, donde se exponen las principales características de estas, pasando a

una descripción del estándar IEC 61850 como la principal herramienta en el entorno



de las subestaciones digitales, para luego hacer énfasis en la sección 9-2 de dicho

estándar, en la cual se detallan los aspectos relevantes para el presente trabajo de

investigación. Finalmente, se describen características de las protecciones

eléctricas y la transformación que han tenido hasta la actualidad, donde operan

como dispositivos electrónicos inteligentes en subestaciones eléctricas digitales.

Capítulo 3: aquí se describe la metodología utilizada para abordar los objetivos

específicos planteados en este proyecto, que permitirán obtener los resultados y

responder la pregunta de investigación planteada en el capítulo 1. Se describe el

proceso de diseño y construcción de un esquema para pruebas en laboratorio, el

cual emula el comportamiento de una subestación digital con bus de proceso, se

describe igualmente el proceso de construcción de un índice para evaluación del

impacto que tiene el trabajar con una protección eléctrica en un sistema con bus de

proceso, y los tiempos que se identificarían con dicho índice.

Capítulo 4: se describen los procedimientos o procesos realizados para la elección

de alternativas y ejecución de pruebas que permitan identificar el comportamiento

en el tiempo de respuesta de las protecciones eléctricas, en una subestación digital

con bus de proceso. En este capítulo se exponen los resultados obtenidos, con su

respectivo análisis y la comparación frente a los tiempos de respuesta típicos de

las protecciones eléctricas en una subestación convencional. Asimismo, se aplica

el índice propuesto para identificar el grado de impacto que tiene el bus de proceso

en el tiempo de respuesta de las protecciones eléctricas.

Capítulo 5: Se exponen las conclusiones obtenidas a partir de las pruebas

realizadas y del trabajo de investigación contenido en este documento,

consiguiendo inferir posibles consideraciones que se deben tener en cuenta para

la adecuada operación de los equipos de protección en un entorno digital de

subestaciones y los posibles trabajos futuros que pueden derivar de esta

investigación.

41

1.6 Otros resultados – productos obtenidos

A partir de la información recolectada y expuesta en los capítulos 1 y 2 del presente

documento, se elaboró un artículo, para divulgación de dicha información al público en

general; con el fin, de dar a conocer los principales cambios que se han presentado en el

sector eléctrico y vislumbrar lo que sería el futuro de la infraestructura eléctrica del país,

con la implementación del estándar IEC 61850 y el uso de tecnologías de la información y

las telecomunicaciones, en conjunto con los equipos de protección modernos.

Dicho artículo, con el nombre: El rol de las protecciones eléctricas en la digitalización

de subestaciones, fue postulados para participar en el primer Congreso Nacional del

Sector Eléctrico – CNSE 2018, a llevarse a cabo en la ciudad de Manizales. Tras ser

analizado por el comité científico de dicho evento, el artículo fue aprobado con ponencia,

para hacer parte del congreso.



2. SUBESTACIÓN DIGITAL Y PROTECCIONES ELÉCTRICAS

Al hablar de interoperabilidad y automatización en subestaciones eléctricas es inevitable

pensar en el estándar IEC 61850, norma que fue creada con el fin de suministrar

parámetros de configuración y comunicación para dispositivos presentes en una

subestación, así como para el monitoreo o supervisión de los mismos, desde un nivel

superior por parte de empresas o personal encargado de la subestación.

En el gran número de temas que abarca la norma, sobresale de manera relevante la

sección 9-2: Specific communication service mapping (SCSM) – Sampled values over

ISO/IEC 8802-3, conocida comúnmente como “process bus”; debido a la importancia que

toma en una subestación eléctrica el proceso de conversión de señales análogas a señales

muestreadas. Así entonces, a continuación, se presenta una mirada de los principales

conceptos abarcados por la norma y la sección específica mencionada.

2.1 Estándar IEC 61850

Este estándar brinda parámetros para comunicación en los diferentes niveles que

componen una subestación eléctrica, enfocado en estandarizar el envío de información

desde un dispositivo a otro, de tal manera que puedan interactuar unidades de múltiples

fabricantes en una misma conexión. Para esto el estándar plantea la utilización de una

arquitectura base de comunicaciones, que enlaza cada componente o nivel de la

subestación y se caracteriza por el tipo de información que transita entre dispositivos en

un mismo nivel, o de un nivel a otro.

43

A continuación, en la Figura 2-1 se expone una arquitectura de comunicación según el

estándar IEC 61850, donde es posible observar los niveles que componen una subestación

digital, al igual que algunos dispositivos representativos en estos niveles.

Figura 2-1: Arquitectura de comunicaciones IEC 61850 (Bruner, Clinard, & Apostolov,

2007)

Este estándar permite dividir la subestación eléctrica en 3 niveles caracterizados entre sí

por el tipo de comunicación y dispositivos que los componen. Estos niveles parten desde

la supervisión y control de una subestación eléctrica conocido como nivel de estación; en

este nivel se realizan todas las actividades de comunicación entre SCADA, centro de

gestión y demás elementos de orden superior.

En seguida, se encuentra el nivel de control, donde se ubican los dispositivos de protección

y control en la subestación, así como la interfaz hombre maquina (HMI) como sistema de

supervisión local de la subestación y los equipos de configuración para los mencionados

dispositivos. Finalmente, se encuentra el nivel de bahía, en el cual intervienen los equipos



de patio como TCs y TPs tanto convencionales como no convencionales y los equipos o

elementos de comunicación de sus señales.

De ahí que, siguiendo lo mencionado anteriormente aparece la necesidad de un sistema

para realizar el tránsito de información entre los niveles mencionados de forma adyacente,

motivo por el cual surgen el bus de estación y bus de proceso. El primero de estos hace

referencia a la interfaz o sistema de comunicación entre el nivel de estación y nivel de

bahía, mientras que el bus de proceso hace referencia al sistema de comunicación entre

los niveles de control y bahía.

Tanto el bus de proceso como el bus de estación se caracterizan por los elementos que lo

componen, elementos que se comunican entre ellos, por el tipo de mensajería o

información que transita a través de cada uno de ellos, entre otros. En la actualidad las

subestaciones eléctricas han optado por la implementación del estándar IEC 61850, en

gran medida hasta el nivel de control; es decir implementando únicamente hasta el bus de

estación.

En el bus de estación se realiza el envío de señales de protección y control mediante el

uso de mensajes de tiempo rápido conocidos como protocolo GOOSE. Este tipo de

mensajería se encuentra descrita en su totalidad en la sección IEC 61850-8-1. Por ejemplo,

se mencionan características de gran relevancia como el tiempo de propagación, la

estructura del mensaje y la utilidad del mismo en una subestación eléctrica.

Por otra parte, el estándar IEC 61850 se basa en el concepto de virtualización, que consiste

en la representación virtual de dispositivos reales de protección primaria o secundaria en

una subestación eléctrica. Para esto, la norma plantea el uso de un principio de

descomposición funcional y la notación UML; usado para entender las relaciones lógicas

entre las componentes de una función y representado en términos de jerarquía del modelo

que describe las funciones, sub-funciones e interfaces funcionales tal como se expone en

la siguiente ilustración (Antonijević, Sučić, & Keserica, 2016).

45

Figura 2-2: Modelo de datos utilizado para representar una protección de distancia

(Bruner, Clinard, & Apostolov, 2007)

Para lograr una adecuada transferencia de información entre dispositivos multifabricante,

y un total entendimiento en el sistema; el estándar IEC 61850 utiliza un leguaje de

configuración de subestaciones (SCL). Una ventaja adicional que lleva consigo el uso de

este tipo de lenguaje, es que permite realizar un proceso de integración de fisuras o

aspectos de difícil compatibilidad. El SCL en términos generales es la descripción del

sistema completo con la ubicación y función asociadas a cada uno de sus componentes,

así como los tipos de conexión, descripción de dispositivos lógicos, entre otros atributos;

todo esto contenido en un único diagrama de línea (Figura 2-3) (Zhu, Shi, & Wang, 2014).

Figura 2-3: Proceso de configuración de un SCL (Bruner, Clinard, & Apostolov, 2007)



Seguido a esto, es preciso mencionar que el estándar IEC 61850 está compuesto por una

serie de capítulos o secciones, en procura de describir los principales aspectos o

consideraciones a tener en cuenta para su implementación. Así pues, en la Figura 2-4, se

exponen los diferentes componentes del estándar y en términos generales se presenta el

tema hacia el cual está enfocado cada una de estas secciones.

Figura 2-4: Componentes del estándar IEC 61850 (Lee, 2016)

2.2 Bus de Proceso IEC 61850-9-2

Como puede observarse en la anterior gráfica, en la sección 9 del estándar se establecen

las condiciones generales para implementación de SV, en la automatización de

subestaciones eléctricas. Esta sección y más exactamente IEC 61850-9-2, es lo que se

conoce como bus de proceso en una subestación digital y está asociada a la comunicación

entre equipos de patio y los IEDs de protección, control y/o registro de eventos.

Es en esta parte de la norma, es donde se abren paso los dispositivos encargados de la

conversión de señales eléctricas a la salida de equipos de transformación de corrientes y

voltajes primarios (TCs y TPs), en señales muestreadas para protección y medida

47

(Agustoni & Mortara, 2017). Estos dispositivos se conocen típicamente como Merging Units

y cuentan con la capacidad de recibir señales análogas y procesarlas para entregarlas en

una red de comunicaciones como señales muestreadas; que posteriormente serán

enviadas hacia los equipos de protección o monitoreo del sistema.

Para esto, los dispositivos deben contar con una elevada capacidad de procesamiento,

pues teniendo como referencia el tiempo de respuesta de una protección eléctrica que

tiende a ser inferior a los 50 milisegundos, podría inferirse que el tiempo total de muestreo

de la señal eléctrica debe ser a lo sumo de unos cuantos milisegundos de tal manera que

este tiempo no sea comparable con el tiempo de accionamiento de la protección y por

consiguiente no afecte el tiempo total de respuesta del sistema (Agustoni & Mortara, 2017).

Adicional a esto, la mencionada sección de la norma cuenta con miramientos adicionales,

como por ejemplo la tasa de muestreo; la cual es diferente si los valores entregados por la

Merging Unit serán utilizados en equipos de protección o equipos de medida en la

subestación eléctrica según se muestra en la Tabla 2-1.

Tabla 2-1: Tasa de muestreo en Merging Units según el tipo de aplicación.

Tipo de aplicación

Tasa de muestreo por ciclo

Muestras por segundo a 60 Hz

Protección 80 4800

Medida 256 15360

De igual manera, existen otras consideraciones muy relevantes; entre las cuales se

destacan: la sincronización en estampa de tiempo que permite al IED y demás dispositivos

leer y comprender adecuadamente un paquete de datos en la red en cualquier instante de

tiempo; la redundancia en comunicaciones (típicamente PRP o HSR) que brinda mayor

seguridad y confiabilidad a la red; la pérdida de paquetes de datos; y la capacidad con la

que cuentan los equipos de comunicación para soportar la cantidad de mensajes que

puede inyectar continuamente uno o varios Streams de SV en una misma red.

Así mismo, en el bus de proceso también se contemplan dispositivos adicionales, pues el

envío de datos o señales muestreadas no se da únicamente desde las Merging Units. Con

el continuo desarrollo tecnológico y con las puertas abiertas a la innovación que ha dejado

el estándar IEC 61850, se han desarrollado equipos de instrumentación que cumplen con



las típicas funciones de un TC o un TP; los cuales cumplen con características adicionales

que brindan mayor seguridad para usuarios y personal encargado del mantenimiento o

montaje de los equipos (Apostolov, 2010).

Estos dispositivos se conocen como Transformadores de Instrumentación No

convencionales (NCIT) y son los encargados de tomar la señal eléctrica primaria para

convertirla directamente en una señal muestreada que posteriormente será entregada a la

red de comunicaciones de la subestación eléctrica.

2.3 Protecciones eléctricas

El eje central de este trabajo de investigación, gira en torno a las protecciones eléctricas,

equipos esenciales para el adecuado funcionamiento de un sistema eléctrico. Estos

equipos son los encargados de sensar las variables de operación del sistema y detectar

fallas en un segmento de la red eléctrica, a partir de la lectura de señales de voltajes,

corrientes, frecuencias y demás variables; para brindar seguridad y confiabilidad en la

prestación del servicio de energía eléctrica.

Estos dispositivos, son ofertados por diferentes fabricantes y cuentan con características

particulares y algoritmos de protección específicos, acordes a las condiciones técnicas y

operaciones del sistema dónde serán ubicados. En términos generales, muchos de estos

equipos, comparten funciones de protección como son, sobrecorriente instantánea,

sobrecorriente temporizada, direccional, sobre voltaje, u otras; que pueden implementarse

como protecciones principales o protecciones de respaldo, según sea la necesidad en la

red eléctrica o la importancia del elemento a proteger entorno al sistema al cual pertenece.

Sin embargo, el continuo crecimiento de los sistemas eléctricos y el avance en desarrollos

tecnológicos aplicados en el sector, se requiere que los dispositivos se encuentren a la par

de los sistemas en los cuales se encuentran instalados; evitando con esto posibles fallas

por mal funcionamiento o problemas ajenos a la operación normal de los equipos

49

2.4 Evolución de las protecciones eléctricas

Desde su concepción, los sistemas eléctricos han sido una parte fundamental en la

evolución del ser humano, a tal punto que hoy en día, son escasas las poblaciones dónde

el servicio de energía eléctrica aún no se encuentra disponible de manera continua.

Considerando la relevancia del servicio, la cantidad de elementos que hacen parte de una

red eléctrica, y la necesidad de garantizar un buen funcionamiento y adecuada operación

del sistema; así como también la seguridad que brindan tanto para los elementos que lo

componen, como para los usuarios u operadores que lo rodean; las protecciones eléctricas

son indispensables en cualquier red eléctrica en operación.

Las subestaciones eléctricas, en términos generales pueden considerarse como los nodos

de un sistema eléctrico, en las cuales se llevan a cabo diferentes tipos de maniobra como

transferencia de potencia entre redes, acoplamiento de circuitos, conversión de potencia,

entre otras. Asimismo, uno de los aspectos más importantes de las subestaciones, es que

en dichos espacios son precisos para la ubicación de equipos de protección y control

asociados al sistema eléctrico, pues permiten llevar a cabo acciones de maniobra que

aíslen o controlen la operación del sistema, en caso de presentarse un evento de falla en

la red eléctrica.

Hoy en día, existen a nivel mundial, gran cantidad de subestaciones eléctricas, en los

cuales los equipos de protección, son de tipo electromecánico. Un dispositivo de estos,

operando en la actualidad, fácilmente puede tener de 20 a 40 años de antigüedad, llegando

incluso a sobrepasar dicho periodo de tiempo (Goldfarb, 2017). Estas Las protecciones

cuentan con diferentes componentes para su operación, funcionando de manera básica

como amplificadores binarios, que operan a partir de censar una corriente que atraviesa

una bobina, la cual activa de manera electromecánica un elemento a modo de interruptor,

que ejecuta la acción de maniobra sobre la denominada carga útil o en otras palabras

sobre el elemento de maniobra que controla el flujo de potencia en el sistema (OMRON

Electronic Components, 2018). Sin embargo, en su evolución, estos dispositivos

introdujeron componentes adicionales que permitieran establecer tiempos de respuesta o

coordinar ciertas tolerancias para la operación de las protecciones.



Evidentemente, el principio de funcionamiento de dichos equipos y sus componentes fue

algo básico, pero muy revolucionarios en su momento teniendo en cuenta la capacidad de

maniobra y lo novedosos que resultaron los dispositivos para su aplicación en sistemas

eléctricos. No obstante, partiendo de su composición básica, fueron inminentes algunas

dificultades difíciles de controlar en su momento (Aziz & Sonde, 2016). Así pues, se

documentaron diferentes problemas asociados al impacto de los armónicos en dichos

equipos, al igual que en dificultades para controlar los tiempos de respuesta asociados a

las protecciones eléctricas, deterioro en las componentes mecánicas, dificultades de

calibración y mantenimiento, entre otros (Ristic, Thakur, & Vaziri, 2005).

El principio eléctrico de operación y las componentes mecánicas que integran el

dispositivo, hacen que este, mantenga un tamaño robusto, especialmente en aquellos

equipos utilizados en subestaciones eléctricas de transmisión y subtransmisión de energía

eléctrica (Goldfarb, 2017). Razón por la cual, requiere una importante cantidad de espacio

para su ubicación en subestaciones eléctricas, considerando a su vez, que el mismo, no

puede llevar a cabo múltiples funciones de protección y que, a mayor cantidad de

elementos a proteger, crece proporcionalmente el número de dispositivos a implementar.

Ante esta situación, se crea la necesidad de desarrollar dispositivos de protección para

sistemas eléctricos, confiables, seguros y que mejoren las características operacionales

de su versión anterior, permitiendo entre otras cosas, la inclusión de múltiples funciones

de protección en un mismo dispositivo. Esto, permite optimizar de manera significativa el

uso de recursos en cualquier subestación eléctrica, pues reduce considerablemente la

cantidad de dispositivos necesarios para llevar a cabo múltiples acciones de protección

para uno o varios elementos en el sistema (Ristic, Thakur, & Vaziri, 2005).

Es así como dan origen los dispositivos numéricos que funcionan a partir de

microprocesadores, que permiten realizar de manera continua, un monitoreo sobre las

variables de operación del sistema; para llevar a cabo las funciones de protección cuando

estas sean requeridas para garantizar la seguridad y confiabilidad de la red eléctrica (Ristic,

Thakur, & Vaziri, 2005). Este tipo de equipos, marcaron un trascendental cambio en los

esquemas de protección en subestaciones eléctricas, llevando consigo, entre otras cosas,

la oportunidad de mejorar los tiempos de respuesta de las funciones de protección y

extender la cantidad de funciones de protección aplicadas a un sistema eléctrico.

51

Un dispositivo basado en microprocesadores, no cuenta con partes móviles y no depende

únicamente de los valores RMS de las señales detectadas. Esta es una gran diferencia

entre los equipos electromecánicos y aquellos con microprocesadores. Mientras que la

tecnología basada en microprocesador puede ofrecer la selección de varios atributos de

las señales de entrada (por ejemplo, valores de frecuencia fundamentales, armónicos,

entre otros), la tecnología electromecánica opera únicamente en los valles RMS de las

señales de entrada (Ristic, Thakur, & Vaziri, 2005).

No obstante, con el pasar del tiempo, este tipo de dispositivos se ven rezagados frente a

los continuos desarrollos tecnológicos y herramientas informáticas aplicadas a sistemas

eléctricos. Es así, por ejemplo, que con el uso masivo de protocolos de comunicación en

las subestaciones eléctricas incidió de manera significativa en el desarrollo de los más

recientes equipos, conocidos como IEDs (Intelligent Electronical Device).

Este tipo de equipos, aplicados en sistemas eléctricos, para protección, control, medida y

registro; cuentan con tecnología de punta, que incluye procesadores de última generación;

con lo cual se mejoran los tiempos de respuesta para múltiples funciones de protección y

permite a su vez, la inclusión de funciones adicionales aplicables en operaciones de

supervisión, control y maniobra de sistemas eléctricos.

Entre otras características, los IEDs combinan el uso de señales eléctricas con protocolos

de comunicación, parte fundamental hoy en día, en las subestaciones eléctricas. Entre

otros, se destaca la capacidad de combinar múltiples protocolos de comunicación para

telecontrol, protocolos de redundancia en comunicaciones, protocolos para mensajería

instantánea y protocolos para lectura de señales de valores muestreados, entre otros. Todo

esto, típicamente ligado a estándares internacionales como son IEC 61850, IEC 60870,

IEC 62439, IEEE 1588 e IEC 62351; donde se contemplan los principales protocolos de

comunicación aplicables en subestaciones eléctricas y por ende, en sus equipos de

protección.

En estos equipos, quizá la mayor diferencia frente a sus antecesores radica en el uso

masivo de protocolos y canales de información; a partir de lo cual se reducen al máximo el

uso de las señales eléctricas convencionales para la operación del equipo y se evoluciona



hacia el uso masivo de múltiples señales digitales transmitidas por un mismo canal de

comunicación para la operación optima de un sistema. En la Figura 2-5 se expone una

muestra de lo que ha sido el cambio o evolución de los equipos de protección

electromecánicos hasta los IEDS que se utilizan comúnmente en la actualidad.

Figura 2-5: Evolución de los equipos de protección

2.5 Protecciones eléctricas operando bajo el estándar IEC 61850

A partir del año 2003 cuando se dio a conocer como tal el estándar IEC 61850, se han

desarrollado gran cantidad de dispositivos de protección y control para subestaciones

eléctricas. En principio, el objetivo fue el aprovechar la comunicación por una red

informática para el envío masivo de señales binarias de operación, reduciendo así de

manera considerable, el uso de cobre como conductor de dichas señales asociadas a

contactos físicos en los equipos de protección y control.

Para tal fin, se incluyeron protocolos adicionales en los equipos de protección, tal como

son, la redundancia en comunicaciones y sincronización de tiempo, lo cual permitió brindar

mayor seguridad y confiabilidad en la comunicación de las señales transmitidas entre

53

dispositivos de una subestación eléctrica. No obstante, al perfeccionar continuamente los

diseños de los equipos y los insumos a partir de los cuales se construyen, se avanzó en la

compatibilidad de los mismos con la inclusión de señales muestreadas para la operación

de los relés. Ya en este momento, es posible afirmar que los equipos están en capacidad

de operar en una subestación eléctrica digital con bus de proceso.

En la actualidad existen diversos fabricantes u oferentes que suministran equipos

eléctricos de protección, que cumplen con los diferentes requisitos establecidos en el

estándar IEC 61850. Dichos dispositivos, están en condición de ser integrados a cualquier

subestación eléctrica digital en la cual se haya implementado el mencionado estándar. Sin

embargo, es necesario que el operario, técnico o ingeniero encargado de la integración en

la subestación eléctrica, conozca los diferentes atributos y parámetros que deben ser

configurados en cada IED, adicionales a las configuraciones específicas que parametrizan

la función de protección seleccionada.

Así por ejemplo, en caso de utilizar redundancia en comunicaciones es necesario conocer

el tipo de protocolo que se implementa, al igual que la adecuación de la arquitectura de

comunicación para que exista compatibilidad entre los equipos; de manera similar ocurre

con la sincronización de tiempo, la cual según sea el protocolo implementado, debe

configurarse con los parámetros adecuados para su correcta operación.

Por otra parte, haciendo énfasis en la comunicación mediante mensajería GOOSE y SV,

es preciso aclarar que esto también requiere una configuración específica para que exista

una adecuada transmisión y recepción del mensaje entre los dispositivos. Estos protocolos,

son publicados en la red de comunicación como mensajes de tipo Unicast o Multicast,

siendo esta última, la opción más usada. Los mensajes Multicast, se publican de manera

masiva a la red, con el fin de que cualquier dispositivo conectado en la misma, pueda hacer

uso de los mensajes, siempre y cuando cuente con la información necesaria para poder

leerlos.

Lo anterior implica que, cada dispositivo publicador debe configurarse con unos

parámetros específicos que a la postre deberán se programados en el equipo receptor,

para que este último pueda suscribirse de manera correcta a la información que requiera

disponible en la red de comunicación.



Existen variedad de parámetros para configurar en los IEDs, en busca de lograr una

correcta interoperabilidad y entablar comunicación entre dispositivos. Algunos de estos,

serán abordados en el capítulo 3 del presenta trabajo de investigación, con el fin de dar a

conocer al lector cuales fueron los principales hallazgos encontrados respecto a la

configuración de parámetros en los IED para cada protocolo de comunicación mencionado.

2.6 Tiempos de respuesta en protecciones de sobrecorriente

Las protecciones eléctricas de sobrecorriente aplicadas en sistemas de potencia,

típicamente se rigen a partir de curvas de operación de tiempo inverso. Esto, implica que

el tiempo de operación de dicha función de protección es inversamente proporcional a la

magnitud de la corriente observada por el relé donde se programa el comando.

Estas curvas, estandarizadas a partir de las normas IEC, de dividen en diferentes tipos,

como son la curva de tiempo inverso estándar, muy inversa, extremadamente inversa y la

curva de tiempo inverso largo; las cuales se define según sea su forma de moldeado o

constantes aplicadas para su construcción. La elaboración o construcción de las mismas,

se realiza mediante ecuaciones exponenciales, como se observa por ejemplo en la

Ecuación (2.1), donde se incluyen algunas constantes y variables propias de la operación

del sistema, para obtener los tiempos de operación que permiten modelar la curva.

𝒕𝒊𝒆𝒎𝒑𝒐 𝒅𝒆 𝒐𝒑𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏 =𝑎∗𝐷𝐼𝐴𝐿

𝑀𝑛−1 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠 (2.1)

En esta ecuación constructiva, se destacan las constantes a y n, las cuales están

asociadas a cada tipo de curva y la variable M, conocida como múltiplo de la corriente de

arranque; y corresponde a la relación que existe entre la corriente de operación del relé y

la corriente de arranque para la cual se configura su operación (M=Ioperación/Iarranque).

Finalmente, el valor del DIAL, corresponde a un factor de escala específico para un

determinado tipo de curva.

Por ejemplo, si se definiera un valor teórico para corriente nominal de 1 A para un

determinado relé y una corriente de arranque de 1,2 A para una función de sobrecorriente;

55

cuando, la corriente de cortocircuito sea de 24 A sensados en el relé, se obtiene un múltiplo

M=20. Ahora, utilizando este último valor y un Dial=0,05, se obtendrían los resultados

mostrados en la Tabla 2-2 que exponen los tiempos resultantes a partir de diferentes tipos

de curvas para protección de sobrecorriente que se basan en las normas IEC. Esto

muestra que se obtienen diferentes tiempos de respuesta, los cuales dependen del tipo de

curva utilizada.

Tabla 2-2: Tiempos de respuesta calculados de manera teórica para la operación de una protección eléctrica con los tipos de curva considerados según la IEC.

Ejemplo para el cálculo de un punto de operación para protección

de sobrecorriente instantánea.

Tipo de curva M=I/I.arranque

(teórico)

Dial

(mínimo) a n

Tiempo Total

(milisegundos)

Tiempo Inverso Estándar 20 0,05 0,14 0,02 113,37

Muy Inversa 20 0,05 13,5 1 35,53

Extremadamente Inversa 20 0,05 80 2 10,03

Tiempo Inverso largo 20 0,05 120 1 315,79

Cada fabricante y en particular cada dispositivo de protección puede aplicar cualquiera de

las curvas planteadas para su operación; al final, los ajustes de estas deben estar acorde

a las necesidades donde se aplica y debe asegurarse que el equipo opere en los tiempos

adecuados para llevar a cabo la protección de un sistema eléctrico ante un evento de falla

que pueda presentarse.

2.7 Protección de sobrecorriente instantánea o de tiempo definido

Tras analizar las múltiples funciones de protección para sistemas eléctricos que existen

actualmente en el mercado, se decidió que este trabajo de investigación, tomará como eje

central la protección de sobrecorriente instantánea. Dicha protección también puede ser

encontrada como función de protección con tiempo definido, donde se establece que la

operación de la misma se lleve a cabo con un tiempo igual a cero.

Dicha determinación se tomó tras identificar entre otras cosas, que esta función tiene un

principio de operación bastante básico y que muchas de las otras protecciones disponibles



actualmente, se derivan de esta. Asimismo, se identificó que puede ser aplicada en

sistemas eléctricos sin importar el nivel de voltaje, obteniendo un buen grado de

desempeño, en cualquiera de los casos. Adicionalmente, se encontró que esta función de

protección puede emplearse como protección principal o de respaldo en los sistemas de

potencia, lo cual la hace una importante opción a evaluar en esta investigación.

Por otra parte, la función de sobrecorriente puede ser empleada para la protección de

diferentes elementos que integran un sistema eléctrico, como son los generadores de

energía eléctrica, las barras de una subestación, las líneas de transmisión, entre otras. Lo

cual la hace llamativa para realizar una evaluación en su desempeño a partir de la inclusión

de la misma en una subestación eléctrica con bus de proceso.

Finalmente, otro aspecto relevante de dicha función, es que al tener la oportunidad de

programar su operación con un tiempo instantáneo o un tiempo definido como cero, se

garantiza obtener un tiempo mínimo de respuesta según sea el nivel de falla a la cual

opera; lo cual permite tener un nivel de referencia adecuado, para el análisis comparativo

entre el desempeño de una protección eléctrica convencional y un IED, donde se ha

configurado dicha función.

En este caso, vale la pena aclarar que el objetivo de la investigación está en la respuesta

del equipo de protección, razón por la cual, en el proceso de evaluación, no será

considerado el tiempo de accionamiento de los equipos de maniobra en la subestación

eléctrica, ni los tiempos asociados a el tiempo de respuesta de los transformadores de

voltaje y corriente que hacen parte de la misma.

57

3. Metodología

Con el fin de dar cumplimiento a lo propuesto en este documento se plantea utilizar una

metodología basada en el método científico, teniendo en cuenta el desarrollo experimental

que se estima para este proyecto. Por ende, se requiere que la metodología propuesta

permita un adecuado desarrollo de los objetivos planteados, así como la adquisición de

material adecuado que direccione el propósito final de este proyecto.

A continuación, se expone un diagrama de flujo a partir del cual se identifica el proceso

realizado para alcanzar el objetivo final, encaminado en evaluar el desempeño de las

protecciones eléctricas operando en una subestación eléctrica con bus de proceso.

Figura 3-1: Diagrama de flujo que describe los principales Ítems contemplados en la metodología propuesta para el trabajo de investigación.

Análisis de subestaciones eléctricas digitales y

protecciones.

Requerimientos para la operación de una

protección en subestaciones digitales

Propuesta de esquema de pruebas para evaluar protecciones en una subestación digital

Definición de requerimientos para los equipos que integren el

esquema de pruebas

Elaboración del esquema de pruebas y configuración de los dispositivos que lo

integran

Indicador de desempeño para comparar

protecciones eléctricas

Ejecución de pruebas y validación del esquema.

Evaluación de protecciones eléctricas a partir del esquema de pruebas

diseñado

Análisis de resultados en las pruebas ejecutadas y valoración del indicador



En principio, se programa realizar un diagnóstico en el nivel de operación de las

protecciones eléctricas típicamente utilizadas en el sector eléctrico en alta tensión, en

procura de establecer los tiempos mínimos y máximos de respuesta ante la presencia de

un evento en la red. Este diagnóstico está enfocado en conocer dichos tiempos según la

normativa internacional y experiencias en las diferentes empresas del sector, todo lo

anterior evaluado en protecciones eléctricas accionadas por señales análogas; es decir en

subestaciones que no cuenten con bus de proceso.

Con lo anterior, se recopila importante información a utilizar como punto de partida para la

evaluación del desempeño de protecciones eléctricas, enfocado en el tiempo de respuesta

de estos equipos en una subestación donde se ha implementado el bus de proceso. De

igual manera, en esta etapa se expone el proceso de comunicación en una subestación

con IEC 61850, para determinar el nivel de interoperabilidad que existe entre dispositivos

que componen el bus de proceso; a partir de lo cual, se dará origen a un listado de

exigencias y funcionalidades a tener en cuanta en el esquema de pruebas propuesto en

este proyecto. Para cumplir con este propósito se analizarán proyectos ejecutados

actualmente a nivel nacional e internacional, en procura de conocer las características de

los sistemas a tener en cuenta para ser acogidos por el esquema de pruebas a desarrollar.

Posterior a esto, una vez clasificados los parámetros iniciales, se plantea realizar un listado

de condiciones a cumplir por sistemas y/o arquitecturas en subestaciones; para ser

integrados por el esquema de pruebas propuesto. Paso seguido está el proponer un

método que permita medir o cuantificar el desempeño de protecciones eléctricas en una

subestación con bus de proceso.

A continuación, se procede a diseñar el esquema de pruebas con base en los resultados

iniciales, el método propuesto y teniendo en cuenta los posibles retardos originados por el

tiempo de procesamiento de la señal eléctrica a señal muestreada, que pueda representar

un mayor tiempo de operación en las protecciones del sistema eléctrico a evaluar.

Para llegar a los resultados esperados con este sistema, se plantea el uso de un indicador,

que permita al usuario que ponga en práctica el esquema; identificar y comparar la

confiabilidad del sistema con implementación de bus de proceso, frente a uno tradicional

que comunica directamente señales eléctricas (análogas); según el tiempo de respuesta

59

de sus protecciones. Por tal motivo es necesario definir un indicador aplicable a cualquier

sistema de protecciones que se desee analizar en una subestación eléctrica.

Una vez definido el esquema de prueba a implementar se procede a realizar los ensayos

en principio conceptuales, donde se evidencie si los resultados finales esperados están

acordes al propósito del proyecto. De igual manera, se recopilará la información suficiente

para verificar el adecuado uso o aplicación del indicador que será establecido para

identificar el nivel o grado de confiabilidad de una arquitectura de protecciones, según

tiempo de operación ante un evento.

Luego, se estima la realización de pruebas en laboratorio o simulaciones que permitan

adquirir resultados prácticos, con el fin de verificar el adecuado diseño del esquema de

pruebas, al tiempo que se identifique una adecuada utilización del índice propuesto.

Además, se considera la realización de varias pruebas en diferentes circunstancias con el

fin de evaluar diferentes escenarios en los que se podría aplicar el esquema propuesto.

En el Capítulo 2, se abordaron los dos primeros ítems definidos en el diagrama de flujo

propuesto para esta investigación. A partir de ahí, se procede a establecer la propuesta

para el esquema de pruebas y los aspectos que le siguen hasta alcanzar el objetivo final

del proyecto.

3.1 Propuesta de esquema de pruebas para evaluación de protecciones eléctricas con bus de proceso.

Con el fin de evaluar el tiempo de respuesta en protecciones eléctricas operando en una

subestación digital con bus de proceso, es necesaria la creación de un esquema de

pruebas que permita emular el comportamiento de los equipos de protección a ser

instalados en dicho sistema.

A continuación, se modela el proceso que se espera llevar a cabo para la medición del

tiempo de respuesta en las protecciones eléctricas, utilizando el esquema de pruebas.



Figura 3-2: Modelado del sistema necesario para emulación de subestación con bus de proceso y evaluación de tiempo de respuesta en protecciones eléctricas.

En el modelo planteado, se identifican las características esenciales para la emulación de

una subestación digital con bus de proceso, donde prima la recolección de las señales

análogas que representan las mediciones de TCs y TPs en una subestación eléctrica. Al

ser transmitidas estas señales, se requiere un dispositivo que se encargue de llevar cabo

el muestreo de la señal para su retransmisión como señal muestreada, por lo cual se

requiere una MU Análoga, en la cual se debe asegurar en todo momento, una adecuada

sincronización de tiempo.

Una vez realizado el envío de los valores muestreados, estos deben ser suscritos a partir

del dispositivo de protección el cual es el dispositivo bajo prueba y, por ende, debe

asegurarse la configuración de la función de protección que se desea evaluar y los valores

61

de operación de la misma. En este caso, es necesario asegurar igualmente una

sincronización de tiempo en todo momento, con el fin de garantizar la adecuada operación

en conjunto de los dispositivos que integran el sistema.

En el equipo bajo prueba, se consideran tres posibles alternativas para medir el

desempeño de su función de protección, las cuales están ligadas a, el accionamiento de

un contacto físico en el dispositivo, la lectura en red de los mensajes GOOSE de disparo

emitidos por el equipo y el accionamiento de contactos físicos en una Merging Unit digital,

la cual opera a partir de los mensajes de disparo enviados por el dispositivo de protección.

Tras la sucesión de señales, es necesario registrar el tiempo de inicio de una falla eléctrica

y posteriormente, al momento de llevarse a cabo la operación de una de las alternativas

de medición planteadas anteriormente, se registra el suceso para llevar a cabo la

comparación de tiempos y determinar finalmente cuánto tarda en operar una protección

eléctrica en una subestación digital con bus de proceso.

3.2 Exigencias para operación de las protecciones eléctricas con bus de proceso.

Una subestación eléctrica convencional, se monitorea y supervisa, a partir de las señales

sustraídas de los transformadores de instrumentación, que se encargan de adecuar la

magnitud de las señales eléctricas para que las mismas puedan ser leídas por los equipos

de medida y protección. No obstante, en una subestación digital con bus de proceso, se

requieren una serie de dispositivos y características particulares en los mismos, para una

adecuada operación del sistema.

A continuación, se detallan los equipos necesarios para la operación de una subestación

eléctrica digital con bus de proceso según IEC 61850-9-2, y algunas características

necesarias en dichos dispositivos. De igual manera, se describen algunos elementos

adicionales a tener en cuenta para la elaboración del esquema de pruebas que permita

emular la operación de dichas subestaciones e identificar el comportamiento en el tiempo

de respuesta de las protecciones eléctricas que allí operan.



3.2.1 Merging Units.

Para emular la operación de una subestación eléctrica digital, se requieren dispositivos

que garanticen un adecuado muestreo de la señal, lectura y publicación de señales

digitales, así como también que cumplan con ciertas características funcionales para

adaptarse al sistema donde van a operar. En este sentido, se tiene que, según su tipo,

deben cumplir con las siguientes condiciones para poder emplearse en subestaciones

eléctricas y por ende, en el esquema de pruebas considerado en esta investigación.

Merging Unit Análoga: Debe garantizar la publicación de valores muestreados

hacia los equipos de protección que integran el sistema, por lo cual, debe cumplir

con las siguientes exigencias.

Requisitos:

Dispositivo que garantice una tasa de 80 muestras por ciclo, para las

señales analógicas de corriente y voltaje en la bahía de subestación.

Contar con sincronización de tiempo mediante IRIG-B o PTP.

Contar con al menos, un canal de comunicación en fibra óptica o Ethernet

para la publicación de Sampled Values.

Garantizar la publicación multicast de los valores muestreados

correspondientes a corrientes y voltajes que ingresan al equipo.

Contar con la herramienta de gestión o configuración, para acceder a los

parámetros con los cuales operará en el sistema.

Garantizar que el dispositivo cumple con los parámetros de muestreo,

etiquetado y publicación establecidos en el estándar IEC 61850-9-2.

Merging Unit Digital: teniendo en cuenta la relevancia que toman en la operación

y monitoreo de los equipos de maniobra, se contemplan una serie de exigencias

para ser utilizadas en el sistema. La componente digital puede estar integrada en

la Merging Unit Análoga, sin embargo, se detallan las características con las que

debe contar, en caso de implementarse en un dispositivo separado.

Requisitos:

63

Dispositivo que garantice la suscripción a mensajes de tipo GOOSE,

publicados según IEC 61850-8-1.



para la publicación de Sampled Values.



Contar con contactos físicos de accionamiento, que serían utilizados para

ejecutar acciones de maniobra en la subestación eléctrica.

3.2.2 Protecciones eléctricas

Los dispositivos de protección o relés, utilizados en subestaciones eléctricas, deben

ajustarse a las características técnicas y operacionales que involucra la digitalización de

subestaciones eléctricas bajo el estándar IEC 61850; más precisamente con la inclusión

de Bus de Proceso. Por ende, se definen los siguientes parámetros que deben cumplir,

tanto para la subestación, como para el esquema de pruebas.

Requisitos:

Dispositivo que garantice la suscripción a Sampled Values de tipo multicast,

publicados por una Merging Unit a una tasa de 80 muestras por ciclo.



para la suscripción de Sampled Values y publicación de mensajes GOOSE.

Garantizar la publicación multicast de los mensajes GOOSE según se

estipula en IEC 61850-8-1, correspondientes a los comandos de operación

o disparo, asociados a la función de protección que se desea probar en el

dispositivo.



Contar con contactos de accionamiento físicos, que serían utilizados para

ejecutar tareas de maniobra en la subestación eléctrica.



3.2.3 Sincronización de tiempo

Se requiere de un dispositivo que garantice, que todos los equipos que hacen parte de la

subestación eléctrica o del esquema de pruebas, cuenten con la misma estampa de

tiempo. Esto, con el fin de garantizar que cualquier evento que suceda en la red,

independientemente del lugar donde se lleve a cabo, pueda ser leído o reportado de

manera precisa en los demás equipos que componen el sistema.

Requisitos:

Dispositivo que garantice la una estampa de tiempo con precisión igual o

superior a 1 microsegundo, según IEC 61850-9-3.

Contar con canales de comunicación de salida (publicación o maestro) para

sincronización de tiempo mediante IRIG-B o PTP.

3.2.4 Inyección de señales

Considerando que se desea simular el comportamiento de los equipos de protección en

subestaciones digitales, se requiere un dispositivo que permita emular las señales

extraídas de los transformadores de instrumentación (TCs y TPs) en patio de la

subestación eléctrica, a partir de los cuales van a operar los equipos de protección.

Además, debe permitir llevar a cabo la medición de las señales análogas inyectadas y los

tiempos de respuesta de la protección bajo prueba; lo cual servirá para determinar el

retardo de tiempo que se genera en dichos equipos, ante la inclusión de bus de proceso.

Requisitos:

Dispositivo que permita simular las señales analógicas de corriente y

voltaje, entregadas por los transformadores de instrumentación en una

subestación eléctrica.

Contar con puertos de conexión para la transferencia de las señales

analógicas hacia las Merging Units.

Compatibilidad con los protocolos de comunicación considerados en el

estándar IEC 61850, con especial énfasis en los mensajes GOOSE.

65

Contar con la habilidad de permitir crear múltiples estados de operación de

un sistema, con diferentes valores de voltajes y corrientes.

Disponer de la característica de capturar oscilografías de las señales

analógicas entregadas y las señales digitales o binarias recibidas.

Permitir la virtualización de señales digitales recibidas como mensajes

GOOSE, de tal manera que se interpreten como señales físicas.

Contar con canales de entradas binarias, para la lectura de las maniobras

de apertura o cierre de contactos en relés y/o Merging Unit Digital.

Contar con canales de comunicación para recepción de mensajería

GOOSE, publicada en la red por parte de equipos de protección y Merging

Units.

3.2.5 Otros equipos

Adicionalmente, se requieren otro tipo de dispositivos, que permitan integrar la

infraestructura contemplada para las pruebas, así como también el realizar pruebas de

conexión, configuración de equipos y análisis de resultados obtenidos.

Requisitos:

PC de gestión, que permita la instalación de las herramientas de análisis de

información y aplicativos de configuración para los diferentes dispositivos

que integran el sistema. Debe contar con interfaz de comunicación

compatible con protocolos de gestión de dispositivos y protocolos de

comunicación contemplados en el estándar IEC 61850.

Switch de comunicación de tipo industrial, compatible con protocolos de

comunicación contemplados en el estándar IEC 61850 y demás protocolos

propios para la comunicación y gestión de dispositivos que integran el

sistema. El Switch, debe contar con múltiples interfaz de comunicación que

se ajusten a la cantidad de equipos en la infraestructura y compatible con el

tipo de conexión y velocidad de la misma.

Dispositivos para conversión de protocolos y/o medios de comunicación,

son necesarios cuando existe incompatibilidad entre velocidades o longitud

de onda de la señal emitida por fibra óptica; así como también la conversión



de fibra óptica a Ethernet o coaxial (para IRIG-B), según sea la aplicación

de la misma.

3.3 Elaboración del esquema a utilizar.

Con el fin de emular el comportamiento de los equipos de protección en una subestación

eléctrica digital con bus de proceso, se plantea un esquema de pruebas que permita

integrar múltiples IEDs y múltiples MUs.

Lo anterior, permite que se puedan comparar de manera simultánea, los tiempos de

respuesta en las protecciones eléctricas, así como también, el evidenciar si existen

dificultades de interoperabilidad, comunicación, publicación y suscripción de mensajes

entre los dispositivos y las Merging Units que contendría el sistema. De igual manera,

mediante la implementación del esquema para pruebas, es posible monitorear y probar la

sincronización de tiempo en los dispositivos, sean IEDs o MUs, con cualquiera de los

protocolos para sincronización requeridos para este tipo de sistemas.

A continuación, en la Figura 3-3 se da a conocer el diagrama correspondiente al esquema

de pruebas empleado para la evaluación del tiempo de respuesta en protecciones

eléctricas con bus de proceso.

67

Figura 3-3: Esquema para pruebas utilizado para el proyecto de investigación.

Para el montaje de este esquema se contó con la colaboración de OMICRON, quien puso

a disposición un dispositivo para inyección de señales (CMC 356), a partir del cual se

sustraen las señales eléctricas, simulando el comportamiento de los TCs y TPs en la

subestación eléctrica. Con este dispositivo se inyectan las señales eléctricas a las Merging

Units que permiten emular el bus de proceso en una subestación digital, y adicionalmente,

de ser requerido, pueden ser inyectadas dichas señales a relés convencionales.

Otra de las funciones de este equipo, está ligada a la lectura y definición de los tiempos a

partir de los cuales operan las protecciones eléctricas en la subestación. Dicha medición,

se hace a partir del monitoreo de los contactos físicos de salida en el IED, a partir del

monitoreo de los contactos físicos de salida en una MU digital y/o a partir de la detección

del mensaje GOOSE emitido ante la acción de protección o disparo, detectado en la red

de comunicación.

Adicional al equipo inyector de señales, se requiere la inclusión de un equipo de

comunicación tipo Switch, el cual será el encargado de integrar los dispositivos bajo prueba



y los demás elementos necesarios para la emulación de la subestación eléctrica digital. El

equipo debe contar con las características técnicas y operativas que se requieren en este

tipo de infraestructuras, y debe ser compatible con los diferentes protocolos de

comunicación y sincronización de tiempo, que se contemplan en la prueba.

Se requiere contar con un PC de gestión, en el cual deben ejecutarse las herramientas de

configuración correspondientes a cada dispositivo objeto de prueba, al igual que la gestión

y configuración de las Merging Units y del reloj utilizado para sincronización, la

configuración y análisis de información del inyector de señales y finalmente, el registro o

almacenamiento de los resultados obtenidos en el proceso de pruebas. Adicional a esto,

se requiere un dispositivo para sincronización de tiempo, el cual puede ser un Reloj GPS,

con una alta precisión y que cuente con protocolos de salida como IRIG-B y PTP, para la

sincronización de los dispositivos que integran el esquema.

Finalmente, se requiere contar con dispositivos Merging Units que serán las encargadas

de transmitir mediante la red de comunicación, los valores muestreados correspondientes

a las señales de voltaje y corriente que leen los equipos de protección para identificar el

estado de operación del sistema eléctrico. En caso de ser requerido, en este punto también

se puede adicionar el uso de Merging Units Digitales, que serán los equipos encargados

de recibir el mensaje GOOSE con el comando de operación del disparo generado por la

protección eléctrica, y llevarán a cabo el accionamiento de sus contactos físicos para

ejecutar una maniobra en patio.

Una vez se construye el esquema para pruebas, se procede con la adición de los

dispositivos que se pretende evaluar, por lo cual es necesario llevar a cabo la integración

de los mismos en el esquema; y llevar a cabo pruebas de comunicación que permitan

establecer que el sistema es interoperable y funciona de manera adecuada.

3.4 Configuración de dispositivos bajo prueba, inyección de señales y herramientas de análisis.

69

Para proceder con la ejecución de las pruebas, inicialmente se requiere la configuración

de los equipos objeto de prueba. Este proceso se lleva a cabo con el fin de parametrizar

la función de protección que se desea evaluar, asociar el comando de disparo hacia un

mensaje GOOSE que debe ser publicado a la red de comunicación y asociar a su vez un

contacto físico en el relé, para tener como referencia y poder llevar a cabo la comparación

y análisis de los tiempos de respuesta.

Para la realización de este proceso de pruebas se contó con el apoyo continuo por parte

de los fabricantes Schweitzer Engineering Laboratories (SEL) y General Electric (G.E.)

quienes pusieron a disposición del proyecto, dispositivos de protección y Merging Units,

con el fin de que los mismos puedan ser evaluados a partir del esquema propuesto. De

igual manera, los fabricantes brindaron continuo acompañamiento y soporte técnico para

la configuración de los dispositivos.

Ahora bien, iniciando con la configuración de los equipos utilizados en el esquema, se

requiere parametrizar la frecuencia nominal y los valores de voltaje y corriente con los que

operará el sistema, así como la correspondiente relación de transformación para la cual va

a operar las protecciones eléctricas. Dichos valores, son de gran relevancia pues serán

configurados tanto en los equipos de protección como en las Merging Units, debido a que

los valores muestreados que se entregan al sistema, son expresados en el orden de

magnitud de valores primarios.

Definido esto, se procede a configurar las Merging Units como publicadores de Sampled

Values. Teniendo en cuenta que, en este tipo de subestaciones con bus de proceso, la

transmisión de señales se da en una red informática; juegan un papel fundamental los

parámetros de comunicación bajo los cuales se publicarán los mensajes de los

dispositivos.

En este sentido, es indispensable configurar adecuadamente los siguientes parámetros de

comunicación en cada Merging Unit.

VLAN ID: Corresponde a la VLAN bajo la cual serán publicados los valores

muestreados en la red, y debe configurarse de tal manera que tanto los equipos



publicadores como los equipos suscriptores de dichos mensajes, se encuentren en

la misma VLAN. (Valor por defecto VLAN ID=0x000)

SMV ID (o SV ID): Este, es quizá el parámetro más importante en la configuración,

pues el nombre que se dé al dispositivo, será el utilizado por los equipos de

protección para suscribirse a los valores muestreados dispersos en la red.

MAC-Address: Este valor, identifica de manera clara y precisa al publicador de

valores muestreados en la red, y permite diferenciar entre múltiples publicadores;

así como también, el aplicar filtros de direccionamiento para reducir el tráfico en la

red. Algunos dispositivos de protección pueden incluir este valor en el proceso de

suscripción de Sampled Values, esto depende del fabricante. Comúnmente se

conoce a esta dirección como “MAC Destination”.

Sample Rate: Este valor, indica la tasa de muestreo a la cual serán publicados los

Sampled Values emitidos por la Merging Unit. Para protecciones eléctricas, dicho

valor debe establecerse en 80.

VLAN-Priority: Define el nivel de prioridad que se da en la red de comunicación, a

los mensajes emitidos por la Merging Unit; siendo 1 el de menor prioridad y 7 el de

mayor prioridad. (El valor por defecto en este Ítem es 4)

APP ID: Permite identificar el mensaje publicado, el cual debe encontrarse en un

rango de aplicación que va desde 0x4000 hasta 0x7FFF.

Existen parámetros adicionales, que se pueden configurar en cada Merging Unit,

sin embargo, su modificación no altera en el proceso de publicación y/o suscripción;

pues dichos valores, hacen referencia a la nomenclatura y contenido estructural de

la trama publicada; es decir, a la forma en que se identifica el mensaje, cuando se

realiza un análisis de tráfico en la red.

Adicional a esto, es indispensable que en las Merging Units se configure la

sincronización de tiempo, seleccionando inicialmente el tipo de protocolo (IRIG-B o

PTP) y los parámetros adicionales que requiere en cada caso.

Para el esquema de pruebas realizado, se definió una relación de transformación de

120V/230kV para los valores de voltaje y 1A/1000A para los valores de corriente que

provienen de TPs y TCs respectivamente, emulados de la subestación eléctrica. Por tal

razón, las Merging Units y los equipos de protección que hacen parte del esquema de

pruebas, se configuran bajo los mismos parámetros, operando a 60Hz.

71

Posteriormente, una vez se conocen los parámetros de publicación de las Merging Units,

se procede a configurar los equipos de protección que serán objeto de prueba. En estos

dispositivos se desea evaluar el desempeño de una función de protección, razón por la

cual se da inicio al proceso de configuración, parametrizando dicha función.

En este caso, para el presente trabajo se tomó como referencia la función de protección

de sobrecorriente instantánea o función de sobrecorriente con tiempo definido igual a cero.

La selección de dicha función, se da entre otras cosas, debido a que se encuentra presente

en todos los relés de protección, es aplicable en diferentes niveles de tensión, como en

transmisión, subtransmisión y distribución de energía eléctrica; y porque al ser una función

fundamental, permite proceder a realizar análisis sobre el tiempo de desempeño, para

poder contrastar con su tiempo de respuesta en diferentes escenarios de falla y establecer

una tendencia o comportamiento típico ante una falla en el sistema eléctrico.

En el esquema de pruebas, debido a que se tomaron como referencia las relaciones de

transformación mencionadas anteriormente, se decidió establecer que la protección

eléctrica operase a 1,2 A en el secundario, o lo que es igual, 1200 A en el primario. Así

entonces, se configura este parámetro en los equipos de protección.

Como se mencionó anteriormente, la función utilizada es sobrecorriente instantánea o de

tiempo definido igual a cero, lo cual debe estar configurado o activado en el equipo. Es

necesario que dicha función de protección y/o el disparo generado por la misma, se

asocien a una salida física del dispositivo de protección; es decir, que el disparo de la

función, lleve consigo el accionamiento (apertura o cierre) de un contacto físico en el relé.

Una vez se cuente con esta configuración, se procede a suscribir el dispositivo a los valores

muestreados y a realizar la publicación de los disparos o comandos de la función de

protección, mediante mensajería GOOSE. A continuación, se detallan las principales

características o parámetros a configurar en los dispositivos para cumplir con este proceso.

a. Suscripción a Sampled Values emitidos por Merging Unit

La suscripción a los valores muestreados publicados por una Merging Unit, depende de

cada fabricante, pues cada uno maneja un proceso diferente; sin embargo, existen una



serie de parámetros que comúnmente son empleados en la configuración de los IEDs, para

llevar a cabo la suscripción.

VLAN ID: El IED debe configurarse de tal manera que se encuentre en la misma

VLAN definida en la Merging Unit, para la publicación de Sampled Values. Esto,

asegura que los mensajes enviados por un canal virtual de comunicación, serán

entregados al destinatario correcto, el cual se encuentra dentro del mismo canal.

Típicamente, se configura tanto Merging Unit, como IED en la VLAN ID= 0x000,

salvo que se quiera hacer un filtrado de tráfico o separar los flujos de información.

SMV ID (o SV ID): En los IEDs suscriptores, debe configurarse exactamente el

mismo nombre que se configuró en la Merging Unit que está publicando los

Sampled Values.

MAC-Address: Los equipos de protección, se suscribirán a la dirección MAC con

la cual se encuentra publicando la Merging Unit; es decir, la dirección MAC que se

configuró en la Merging Unit para ser usada como “Destination”.

APP ID: En la configuración del IED, debe aplicarse el mismo valor parametrizado

en la Merging Unit que está publicando.

b. Publicación de mensajes GOOSE asociados a la función de protección o

disparo generado.

La publicación del mensaje GOOSE, que indica un cambio de estado debido al

accionamiento de la función de protección o al disparo que esta genera en el sistema,

permite que otros dispositivos conectados a la red de comunicación o en este caso al

esquema de pruebas, para que puedan llevar a cabo el accionamiento de un contacto físico

como respuesta al disparo ocasionado por la protección.

Se requiere entonces, utilizar la herramienta de configuración suministrada por cada

fabricante, típicamente cuentan con una sección especial destinada para IEC 61850. En

dicho aplicativo, es necesario en principio la creación de un dataset, el cual es un paquete

de datos que va a contener un determinado número de mensajes GOOSE que serán

publicados de manera multicast a la red de comunicaciones.

73

En dicho dataset, se asocian los estados correspondientes a la función de protección

programada o al disparo generado por la misma; en algunos casos, se requerirá ingresar

también la calidad del mensaje y la estampa de tiempo, aunque generalmente estos dos

ítems suelen resultar como opcionales.

Una vez creado el dataset, se procede con la asociación del mismo en un mensaje GOOSE

publicado por el equipo de protección. En este caso, la herramienta para configuración

cuenta con una sección llamada GOOSE Publisher, en la cual se crea el mensaje GOOSE

que se requiere emitir.

En la creación del mensaje GOOSE, al igual que en la publicación de Sampled Values en

las Merging Units, se deben configurar una serie de parámetros relevantes para entablar

una adecuada comunicación con los dispositivos que actuarán como receptores. A

continuación, se detallan los principales aspectos a tener en cuenta en esta publicación.

VLAN ID: Corresponde a la VLAN bajo la cual serán publicados los mensajes

GOOSE, la cual debe configurarse de tal manera que tanto los equipos

publicadores como los equipos suscriptores de dichos mensajes, se encuentren en

la misma VLAN. (Valor por defecto VLAN ID=0x000)

GOOSE ID (o GsID): Parámetro que será el utilizado por los equipos en la

arquitectura de comunicación, para identificar y suscribirse a los mensajes GOOSE

dispersos en la red.

MAC-Address: Este valor, identifica de manera clara y precisa al publicador de

mensajes GOOSE en la red, y permite diferenciar entre múltiples publicadores que

puedan tener el mismo nombre; así como también, el aplicar filtros de

direccionamiento para reducir el tráfico en la red.

VLAN-Priority: Define el nivel de prioridad que se da en la red de comunicación, a

los mensajes GOOSE emitidos por los IEDs; siendo 1 el de menor prioridad y 7 el

de mayor prioridad. (El valor por defecto en este Ítem es 4)

APP ID: Permite identificar el mensaje GOOSE publicado, el cual debe encontrarse

en un rango de aplicación que va desde 0x0000 hasta 0x3FFF.

Existen parámetros adicionales, que se pueden configurar en cada IED, sin

embargo, su modificación no altera en el proceso de suscripción y publicación; pues

dichos valores, hacen referencia a la nomenclatura y contenido estructural de la



trama publicada y a la frecuencia de tiempo con la cual serán enviados los

mensajes de supervisión cuando no hay un cambio de estado en el sistema.

Adicional a esto, es necesario que, en los equipos de protección, se configure la

sincronización de tiempo, seleccionando inicialmente el tipo de protocolo (IRIG-B o

PTP) y los parámetros adicionales que requiere en cada caso.

Finalmente, se procede a configurar el equipo empleado para la inyección de señales y

medición del tiempo de respuesta en los equipos de protección. En este caso, como se

mencionó anteriormente, el dispositivo utilizado en el esquema de pruebas es el OMICRON

CMC 356, a partir del cual se programan una serie de eventos con diferentes niveles de

corriente que permitan medir el tiempo de operación en las protecciones eléctricas.

En este dispositivo, se emplea un módulo de aplicación denominado “state sequencer” en

el cual se programan de manera continua, diferentes estados del sistema, que se alternan

entre estados de pre-falla y estados donde el nivel de corriente entregado por el equipo,

sobrepasa el nivel configurado en el equipo de protección; por lo cual se verá reflejado un

disparo en el IED.

En este módulo, se configuraron los estados de operación del sistema según se expone a

continuación en la Tabla 3-1, donde se definen los estados de pre-falla y falla, programados

en el inyector de señales a un determinado nivel de corriente y con un determinado tiempo

de duración.

Tabla 3-1: Programación para la inyección de señales de corriente en diferentes niveles de operación.

Estado 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Nivel de corriente

0,7 A 1,7 A 0,7 A 2,7 A 0,7 A 4,2 A 0,7 A 6,0 A 0,7 A 6,0 A 0,7 A

Duración [miliseg.]

1000 200 500 200 500 200 500 250 500 250 100

Los resultados de las pruebas realizadas con el esquema propuesto, se presentan en el

Capítulo 4 del presente trabajo de investigación, en donde se detalla cada uno de los

valores medidos en los tiempos de respuesta de los equipos de protección, acompañados

de su respectivo análisis.

75

3.5 Indicador de desempeño en el tiempo de respuesta de protecciones eléctricas con bus de proceso

Ante la necesidad de tener una forma de identificar las dificultades o problemáticas que se

puedan generar en los esquemas de protección, a partir de la inclusión de los elementos

que hacen parte de la componente de bus de proceso en la subestación eléctrica digital

según el estándar IEC 61850; se propone el uso de un índice numérico que relacione los

valores obtenidos en las pruebas hechas en el proceso de investigación y que determine

el grado de impacto que tiene el uso de valores muestreados obtenidos a partir de una

MU, en la respuesta de las protecciones eléctricas.

En este sentido, se propone el uso de un índice que en este caso será denominado como

β (Beta), el cual relaciona el tiempo de respuesta medido para la protección eléctrica

operando con bus de proceso, frente al mismo dispositivo o uno equivalente, operando con

señales analógicas. El valor resultante del índice, permitirá al usuario identificar el grado

de diferencia existente entre los sistemas analógicos o convencionales y los sistemas

digitales con bus de proceso.

𝛽 =

∑ 𝑡𝑖 𝑜𝑝. 𝑃𝐵𝑛1

𝑛

∑ 𝑡𝑖 𝑜𝑝. 𝐶𝑂𝑁𝑉.

𝑛1

𝑛

(3.1)

Donde:

𝛽: índice propuesto para evaluación del tiempo de respuesta en protecciones

eléctricas con bus de proceso.

𝑡𝑖 𝑜𝑝. 𝑃𝐵: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando en

una subestación eléctrica con bus de proceso (PB).

𝑡𝑖 𝑜𝑝. 𝐶𝑂𝑁𝑉: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando en

una subestación eléctrica convencional con señales análogas (CONV).

𝑛: Cantidad de mediciones realizadas para los dispositivos bajo prueba.

El índice β, se calcula a partir de la relación existente entre el promedio de los tiempos

obtenidos para las mediciones de tiempo de respuesta en protecciones eléctricas

operando en un sistema con bus de proceso y el valor análogo de un equipo igual o



equivalente operando en un sistema con señales convencionales. Sería recomendable,

que la cantidad de muestras tomadas para la obtención de los valores promedio, sea como

mínimo igual a 10, siendo deseable que se considere un número mayor de muestras que

permitan a su vez identificar la incertidumbre de la medición a partir de la desviación

estándar del valor promedio medido para cada equipo bajo prueba.

Teniendo en cuenta que, cada dispositivo cuenta con características operacionales

diferentes y particularidades que se ajustan a las necesidades de aplicación de cada

usuario o los atributos que destaca cada fabricante en su línea de producción, se evaluó

el tiempo de respuesta en tres diferentes puntos de operación en la subestación digital,

razón por la cual se considera que el índice propuesto debería asociar dichas mediciones

para tener una idea generalizada de las implicaciones de operar con diferentes aspectos

que se consideran en bus de proceso.

Lo anterior, permite que el usuario desde el momento del diseño o planeación de reforma,

de la subestación eléctrica; puede prever como se verá alterado el tiempo de respuesta

del esquema de protección diseñado para dicho sistema. Con esto, se puede definir si es

apropiado o no incluir en una subestación eléctrica convencional, la componente de bus

de proceso de manera total o parcialmente, con cada uno de los dispositivos que la

componen.

En dicho caso, se contempla el uso del índice β acompañado por un subíndice, que

identifique la variable de medición a la cual está representando, para el usuario de manera

precisa, identifique con que tiempos de respuesta se llevó a cabo el procedimiento y el

cálculo del índice propuesto. Así entonces, la nomenclatura propuesta se daría de la

siguiente manera:

Indicador para tiempo de respuesta medido en contactos físicos – subíndice f.

𝛽𝑓 =

∑ 𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑓. 𝑃𝐵𝑛1

𝑛

∑ 𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑓. 𝐶𝑂𝑁𝑉.

𝑛1

𝑛

(3.2)

Donde:

77

𝛽𝑓: índice propuesto para evaluación del tiempo de respuesta en protecciones

eléctricas con bus de proceso, asociado al contacto físico en el relé.

𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑓. 𝑃𝐵: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando en

una subestación eléctrica con bus de proceso (PB), asociado al contacto físico en

el relé.

𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑓. 𝐶𝑂𝑁𝑉: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando

en una subestación eléctrica convencional con señales análogas (CONV), asociado

al contacto físico en el relé.


Indicador para tiempo de respuesta medido en mensajes GOOSE en la red de

comunicación – subíndice g.

𝛽𝑔 =

∑ 𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑔. 𝑃𝐵𝑛1

𝑛

∑ 𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑔. 𝐶𝑂𝑁𝑉.

𝑛1

𝑛

(3.3)

Donde:

𝛽𝑔: índice propuesto para evaluación del tiempo de respuesta en protecciones

eléctricas con bus de proceso, asociado a mensajes GOOSE de disparo, leídos en

la red de comunicación.

𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑔. 𝑃𝐵: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando en

una subestación eléctrica con bus de proceso (PB), asociado a mensajes GOOSE

de disparo leídos en la red de comunicación.

𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑔. 𝐶𝑂𝑁𝑉: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando


a mensajes GOOSE de disparo leídos en la red de comunicación.


Indicador para tiempo de respuesta medido en contactos físicos de la Merging

Unit Digital operando a partir del disparo generado en el relé – subíndice M.



𝛽𝑚 =

∑ 𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑚. 𝑃𝐵𝑛1

𝑛

∑ 𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑓. 𝐶𝑂𝑁𝑉.

𝑛1

𝑛

(3.4)

Donde:

𝛽𝑚: índice propuesto para evaluación del tiempo de respuesta en protecciones

eléctricas con bus de proceso, asociado a la operación de MU digital operando a

partir del relé.

𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑚. 𝑃𝐵: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando en

una subestación eléctrica con bus de proceso (PB), asociado al contacto físico en

el relé.

𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑚. 𝐶𝑂𝑁𝑉: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando




Dicho índice, permite identificar el grado de diferencia entre los tiempos obtenidos para las

protecciones eléctricas convencionales y aquellas que operan en subestaciones eléctricas

con bus de proceso. El resultado final de este índice, determina el porcentaje de error que

existe entre los tiempos de respuesta medidos para los equipos bajo prueba.

El valor final del índice, debería oscilar alrededor de uno (1), teniendo que entre más

cercano se encuentre de la unidad, indicaría que existe una menor diferencia entre los

tiempos medidos para los equipos de protección eléctrica convencional y aquella que opera

en un sistema con bus de proceso. En este caso, considerando que el procesamiento de

la señal eléctrica agrega un retardo de tiempo en la respuesta final de la protección

eléctrica, se esperaría que siempre el resultado final del índice sea igual o mayor que uno.

El índice β propuesto, sería aplicable únicamente en el caso en que exista un equipo de

protección que opere de manera análoga al objeto de prueba, con iguales características

o equivalentes. El no contar con un elemento de protección que opere con señales

analógicas y que sea semejante al dispositivo que operara con valores muestreados en

una subestación con bus de proceso, limitaría la aplicación del índice propuesto ya que

79

entregaría resultados considerablemente distantes del valor (1) planteado como eje central

del indicador.

Para establecer el grado de tolerancia aceptable en una protección eléctrica operando con

bus de proceso, a partir del índice propuesto, es indispensable tener un punto de referencia

en cuanto al tiempo máximo de respuesta que podrían tener los equipos con una función

de protección definida. Así entonces, según lo expuesto en (Castaño, 2003) y la

información suministrada por los fabricantes referente al tiempo máximo en el cual

garantizan la operación de sus dispositivos de protección, se contempla parametrizar el

valor máximo a partir del cual el índice β, evidenciaría retardos de tiempo considerables

para la adecuada operación del esquema de protección asociado a un sistema eléctrico.

Dicho grado de tolerancia estaría definido de la siguiente manera:

Valor de tolerancia para índice β – βtol.

𝛽𝑡𝑜𝑙 = 1 + 2 ∗ 𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑚. 𝐶𝑂𝑁𝑉

𝑡𝑚𝑎𝑥.𝑜𝑝.𝑓𝑎𝑏. ≤ 2 (3.5)

Donde:

𝛽𝑡𝑜𝑙: Valor de tolerancia admitido para el índice propuesto para evaluación del

desempeño de protecciones eléctricas en subestación con bus de proceso.

𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑚. 𝐶𝑂𝑁𝑉: Tiempo de operación medido para una protección eléctrica operando



𝑡𝑚𝑎𝑥.𝑜𝑝.𝑓𝑎𝑏.: Tiempo máximo de operación que garantiza el fabricante para la

función de protección asociada al relé operando en una subestación convencional.

Este valor de tolerancia, está delimitado por un valor máximo que puede ser igual o inferior

a dos (2), debido a que esto garantiza que, en el peor de los casos, el tiempo de respuesta

de la protección que opere con valores muestreados será el doble de la protección eléctrica

equivalente, operando con señales análogas en una subestación convencional. Lo

anterior, se considera de esta manera debido a que actualmente existen equipos de

protección que operan en tiempos considerablemente bajos, hasta el punto en que sus



tiempos son comparables con los retrasos que se generan por el procesamiento de señales

en el proceso de muestreo y publicación o en la publicación-suscripción de señales binarias

digitales.

Ahora bien, para las protecciones eléctricas que cuentan con tiempos de respuesta

mayores, del orden de entre 5 y 40 milisegundos; se contemplan los parámetros expuestos

en la ecuación anterior, donde es necesario agregar el valor de uno, debido a que es el

indicador que garantiza el mejor desempeño del equipo de protección evaluado. En dicha

ecuación, se destaca la relación entre el doble de 𝑡𝑖 𝑜𝑝.𝑚. 𝐶𝑂𝑁𝑉 y 𝑡𝑚𝑎𝑥.𝑜𝑝.𝑓𝑎𝑏. lo cual permite

garantizar que a lo sumo el tiempo de la protección con bus de proceso será el doble de la

convencional.

El valor de 𝑡𝑚𝑎𝑥.𝑜𝑝.𝑓𝑎𝑏. debe ser suministrado por el fabricante en la hoja de datos del

dispositivo de protección o la información técnica suministrada en conjunto con el equipo.

No obstante, en caso de que dicho valor no sea informado, es posible reemplazarlo por un

tiempo igual a 40 milisegundos, según se menciona en (Castaño, 2003), donde se destaca

que dicho valor corresponde a un tiempo prudente para la operación de un equipo de

protección, sin considerar los tiempos de accionamiento de los equipos de maniobra y

demás retardos que se generan en la operación del sistema; para de esta manera

garantizar un tiempo total adecuado para que un evento de falla en la red, no lleve al

colapso del sistema eléctrico.

Finalmente, es importante mencionar que, si el valor resultante para el índice propuesto en

cualquiera de los tres subíndices asociados a los tiempos de respuesta es inferior a uno,

implicaría que el equipo de protección convencional con el cual se está comparando el relé

que actúa con bus de proceso, no es equivalente a este último. Lo anterior, lleva a inferir

que el dispositivo de referencia que actúa con señales analógicas cuenta con tiempos de

respuesta superiores a aquellos de la protección que opera con valores muestreados en

una subestación con bus de proceso.

En dicho caso, si la protección convencional es apropiada para la subestación y el relé que

opera con bus de proceso garantiza tiempos de respuesta inferiores; no tendría ningún

81

inconveniente en utilizar este último dispositivo en reemplazo del equipo convencional,

para el diseño de un nuevo esquema de protección.



4. Análisis del tiempo de respuesta en protecciones eléctricas con bus de proceso

Ante el notable cambio que se da en las subestaciones eléctricas digitales con la

implementación de Bus de Proceso (IEC 61850-9-2), surgen múltiples dudas sobre el

proceso de operación de las protecciones eléctricas que se integren a este tipo de

sistemas. A continuación, se detallan los resultados obtenidos a partir del esquema de

pruebas planteado para el proyecto, con el fin de evaluar el tiempo de respuesta de una

función de protección en IEDs operando en una subestación con bus de proceso.

4.1 Ejecución de las pruebas y reporte de resultados.

En el proceso de pruebas se evaluaron de manera separada dos equipos de protección,

suministrados por diferentes fabricantes (SEL y GE) que se interesaron en participar del

proyecto de investigación. Por tal razón y con el fin de no beneficiar o perjudicar de alguna

manera a dichos participantes, por ende, se exponen de manera separada los resultados

obtenidos para cada IED, donde se utiliza una notación especial para referirse a cada uno

de ellos; por lo cual, en adelante se hablará de Merging Units e IED (protección) A o B,

según sea el caso.

Es preciso mencionar, que el reporte de resultados de la manera descrita anteriormente,

se da debido a que el objetivo de este proyecto, no es llevar a cabo la comparación entre

los equipos de protección, ya que estos cuentan con algoritmos de operación y

características técnicas diferentes, que reflejan tiempos de respuesta que no son

comparables entre ellos. Por ende, el objeto de las pruebas es identificar como se ve

alterado el tiempo de respuesta de las protecciones eléctricas, con la inclusión de señales

digitales en la subestación con bus de proceso.

83

En las pruebas ejecutadas en el marco del proyecto de investigación planteado, tras

configurar la función de protección de sobrecorriente con tiempo definido igual a cero, para

operar a partir de 1,2 A en secundario; se evaluaron diferentes escenarios de operación

para este dispositivo, bajo diferentes niveles de falla.

A continuación, se exponen los tiempos medidos para cada escenario de falla,

discriminando especialmente tres diferentes tiempos para cada evento programado. En el

primer evento se mide el tiempo en el cual es detectado el mensaje GOOSE emitido ante

el accionamiento de la función de protección programada. En segundo lugar, se mide el

tiempo de respuesta a partir del accionamiento de los contactos físicos (apertura o cierre)

en el IED; y finalmente, se mide el tiempo en el cual se lleva a cabo el accionamiento de

un contacto físico en una Merging Unit digital, que se ubicaría en el patio de la subestación

eléctrica.

4.1.1 Resultados de pruebas con protección A

Las pruebas ejecutadas en este dispositivo, se evaluaron con dos alternativas diferentes,

compuestas cada una, por las Merging Units suministradas para el proyecto.

Escenario A: Esquema de pruebas, operando con Merging Unit del fabricante A y equipo

de protección del fabricante A.

En la Figura 4-1, se expone la oscilografía extraída para el evento de múltiples fallas en

secuencia descrito en el capítulo 3, a partir del cual se toman los diferentes tiempos de

respuesta en esta protección eléctrica en cada escenario. Como se mencionó en un

principio, se toman los tiempos en tres diferentes puntos, asociados a las variables digitales

que se observan en dicha oscilografía.



Figura 4-1: Oscilografía obtenida para la secuencia de fallas programadas para la protección A, utilizando la Merging Unit A

En esta ilustración, se evidencia las señales sinusoidales asociadas a las tres corrientes

que estarían siendo enviadas desde la bahía de subestación, hacia el equipo de

protección. Se observa que, en los tres casos parten de un estado de pre-falla (700 mA) y

se desencadenan 5 niveles de falla, de los cuales solo los dos últimos cuentan con igual

nivel de corriente, mientras que los anteriores a estos, incrementan su nivel de corriente a

medida que el nivel de falla avanza.

De manera adicional a los tiempos de medida planteados anteriormente, en el registro

oscilográfico se pueden observar algunas variables digitales adicionales. Una de ellas

corresponde la redundancia en señales asociadas a la lectura de mensajes GOOSE de

disparo en la red, las cuales hacen referencia al mensaje GOOSE que publica por defecto

el IED y a un mensaje GOOSE creado para las pruebas en el cual se incluyeron los estados

de accionamiento y disparo en el sistema ante el evento de falla. Finalmente, existe una

señal asociada a un contacto físico que pertenece a un tercer relé de protección dispuesto

de manera adicional en el esquema de pruebas. Dicho equipo, opera con señales

analógicas y se utilizó como referencia en la evaluación de estas protecciones eléctricas,

85

puesto que, por sus características operativas, el mismo no hace parte de un sistema con

bus de proceso.

En la Figura 4-2, se expone el segmento que relaciona los tiempos medidos para la

protección A operando con la Merging Unit A. Esta muestra se toma en el momento del

tercer evento de falla, programado a 4,2 A con tiempo de inicio igual a 2,40 segundos.

Figura 4-2: Oscilografía con tiempos medidos para falla 3 (4,2 A) con MU A y Relé A.

En la parte superior de esta gráfica, se observan las señales de corriente por cada línea,

que vienen de un evento de pre-falla a 700 mA (RMS) y a los 2,4 segundos, se presenta

una falla con un nivel de corriente de 4,2 A (RMS). En la parte inferior de esta, se detallan

las señales digitales registradas a partir del inicio de la falla, las cuales representan la

acción de respuesta del equipo de protección.

La diferencia de tiempo entre el inicio de la falla (2,4 segundos) y el inicio del registro

correspondiente a cada una de estas señales, se toma como tiempo de respuesta de la

protección eléctrica para este evento de falla.



Teniendo en cuenta que se requiere establecer un valor consolidado para los tiempos de

operación a medir, se llevaron a cabo múltiples repeticiones con iguales estados de falla y

en las mismas condiciones de operación para los equipos. En la Tabla 4-1 se presentan

los tiempos promedio para cada nivel de falla, calculados a partir de los ensayos (10 por

cada nivel de falla) realizados con el esquema de pruebas. Asimismo, se incluye su

correspondiente desviación estándar que permite identificar la precisión de los resultados

obtenidos.

Tabla 4-1: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección A y MU A.

Protección A Contacto físico en

relé A Mensaje GOOSE por

defecto Mensaje GOOSE

creado Contacto físico en

MU

Nivel de corriente

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

1,7 A 24,78 ms 2,51 26,52 ms 3,17 31,43 ms 3,81 34,87 ms 3,85

2,7 A 18,74 ms 2,62 20,41 ms 2,75 26,46 ms 3,15 29,87 ms 3,15

4,2 A 17,65 ms 2,67 19,83 ms 2,58 27,94 ms 0,94 31,37 ms 0,95

6,0 A 16,51 ms 2,45 18,64 ms 2,79 26,10 ms 2,63 29,57 ms 2,64

6,0 A 16,21 ms 2,42 18,49 ms 2,51 26,50 ms 3,10 30,17 ms 2,84

A partir de estas mediciones, es posible observar el comportamiento del equipo de

protección ante la presencia de los eventos de falla programados. Se identifica que en

cualquiera de las variables medidas, el mayor tiempo de respuesta se obtiene cuando el

nivel de corriente de falla es inferior; es decir, cuando la protección opera en un nivel muy

cercano al valor de corriente para el cual fue programada la función de protección.

Se evidencia que, para esta prueba con el equipo de protección A y MU A, el menor tiempo

de respuesta en cada nivel de corriente de falla, corresponde al medido a partir del

accionamiento del contacto físico del relé; mientras que el tiempo de respuesta mayor para

cada nivel de falla se da en el registro de operación del contacto físico en la Merging Unit

digital.

Con el fin de hacer más evidente este resultado, se expone en la Figura 4-3, la gráfica

correspondiente a cada tiempo de operación unido por una línea de tendencia para

identificar de manera clara, a que señal pertenece cada valor expuesto.

87

Figura 4-3: Grafico de tendencia para los tiempos promedio obtenidos en los eventos de falla con relé A y MU A.

A partir de esta prueba, se intuye que los tiempos de respuesta donde se lleva a cabo el

procesamiento de las señales binarias del sistema, para ser enviadas mediante mensajería

GOOSE a una red de comunicación, son aquellas que llevan un mayor retardo para la

operación de la protección. No obstante, esto será corroborado con las pruebas adicionales

ejecutadas en este proyecto de investigación.

Asimismo, se observa que, para este dispositivo existe una diferencia de tiempo entre las

señales con mensajería GOOSE de disparo que publica el dispositivo; las cuales se dan

con menor tiempo para los mensajes GOOSE programadas de fábrica para publicarse en

el dispositivo, mientras que tienen mayor retraso de tiempo aquellas que corresponden a

la mensajería GOOSE creada por el usuario.

Finalmente, cabe resaltar que, ante la presentación de los resultados, es notorio que para

cualquiera de los tiempos medidos referentes a la operación de la función de protección

en el Relé A, los tiempos son superiores en el primer nivel de falla, cuando la corriente

supera de manera leve a la corriente de operación programada en el equipo; mientras que

dichos tiempos van disminuyendo a medida que el nivel de corriente de falla se hace más

grande en comparación con el nivel de operación.

10

15

20

25

30

35

40

1 2 3 4 5

Tiem

po

med

ido

en

mili

segu

nd

os

Evento de falla

Tiempos promedio en pruebas con protección A y MU A

Contacto físico relé Goose Trip de fábrica Goose Trip Creado Disparo en MU digital



Escenario B: Esquema de pruebas, operando con Merging Unit del fabricante B y equipo

de protección del fabricante A.

Continuando con el proceso de pruebas programadas en la investigación, realizando el

proceso de pruebas en esta ocasión con la MU B, se expone en la Figura 4-4, la

oscilografía extraída para el evento de múltiples fallas en secuencia propuesto

inicialmente, a partir del cual se toman los tiempos de respuesta en la protección eléctrica

para cada escenario.

Figura 4-4: Oscilografía con eventos de falla probados y variables digitales o binarias medidas como tiempo de respuesta de la protección eléctrica A operando con MU B.

Al igual que en el escenario anterior, en este registro oscilográfico se pueden observar

variables digitales adicionales. Se destaca, la redundancia en señales asociadas a la

lectura de mensajes GOOSE de disparo en la red, las cuales hacen referencia al mensaje

GOOSE que publica por defecto el IED y a un mensaje GOOSE creado para las pruebas

en el cual se incluyeron los estados de accionamiento y disparo en el sistema ante el

evento de falla; y la existencia de una señal asociada a un contacto físico que pertenece a

un tercer relé de protección dispuesto de manera adicional en el esquema de pruebas.

Dicho equipo, opera con señales analógicas y se utilizó como referencia en la evaluación

89

de estas protecciones eléctricas, puesto que, por sus características operativas, el mismo

no hace parte de un sistema con bus de proceso.

Así entonces, en la Figura 4-5 se expone el segmento que relaciona los tiempos medidos

para la protección A operando con la Merging Unit B. Esta muestra se toma en el momento

del segundo evento de falla, programado a 2,7 A con tiempo de inicio igual a 1,70

segundos.

Figura 4-5: Oscilografía de muestra, con tiempos medidos para falla 2 (2,7 A) con MU B y Relé A





acción de respuesta del equipo de protección. La diferencia de tiempo entre el inicio de la

falla (1,70 segundos) y el inicio del registro correspondiente a cada una de estas señales,

se toma como tiempo de respuesta de la protección eléctrica para este evento de falla.



Teniendo en cuenta que se requiere establecer un valor consolidado para los tiempos de

operación a medir, se llevaron a cabo múltiples repeticiones con iguales estados de falla y

en las mismas condiciones de operación para los equipos. En la Tabla 4-2, se presentan

los tiempos promedio para cada nivel de falla, calculados a partir de los ensayos realizados

con el esquema de pruebas. Asimismo, se incluye su correspondiente desviación estándar

para definir la precisión de los resultados obtenidos.

Tabla 4-2: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección A y MU B.

Protección A

Contacto físico en relé A

Mensaje GOOSE por defecto

Mensaje GOOSE creado

Contacto físico en MU

Nivel de corriente

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

1,7 A 25,16 ms 2,56 27,20 ms 3,03 39,70 ms 2,97 43,08 ms 3,06

2,7 A 18,90 ms 2,73 20,92 ms 2,62 36,56 ms 1,98 40,00 ms 2,00

4,2 A 16,20 ms 2,51 18,56 ms 2,34 37,62 ms 5,03 41,12 ms 5,05

6,0 A 17,14 ms 2,44 19,84 ms 1,60 37,74 ms 5,61 41,18 ms 5,64

6,0 A 18,28 ms 2,67 21,04 ms 1,91 34,8 ms 0,62 38,26 ms 0,70

Analizando los valores expuestos en este escenario de prueba y aquellos obtenidos en el

escenario A, es posible inferir que en este equipo de protección opera con un menor tiempo

de respuesta en el accionamiento de sus contactos físicos. De igual manera, en ambos

escenarios se observa que hay una notable diferencia entre los tiempos medidos con el

mensaje GOOSE que se publica de fábrica y aquellos mensajes GOOSE programados por

el usuario.

En este aspecto, se aprecia que en el mejor de los casos la diferencia de tiempo entre los

dos mensajes GOOSE de disparo es de aproximadamente 5 milisegundos en el escenario

A y 8 milisegundos aproximadamente en el escenario B; dichos valores, se encuentran por

encima de los tiempos contemplados en el estándar IEC 61850 para mensajes GOOSE de

disparo en este tipo de dispositivos (International Electrotechnical Commission, 2012).

Lo anterior, lleva a suponer que el dispositivo pueda estar presentando un problema interno

del equipo, en la publicación de estos mensajes. Para validar esto, se estableció

comunicación con el personal de soporte técnico del fabricante al cual pertenece la

protección evaluada, llegando a la conclusión que el equipo si presentó una anomalía en

91

las pruebas realizadas; pues se verificaron los procedimientos de estas pruebas y todo fue

correctamente ejecutado.

Según se informó por parte de soporte técnico, en pruebas de fábrica realizadas a dicho

dispositivo con similares configuraciones, se obtuvieron tiempos de respuesta con

mensajería GOOSE que tuvieron un desfase entre señales, muy inferior al obtenido en

este trabajo de investigación; no obstante, se decidió realizar la publicación de estos

resultados, con el fin de dar a conocer posibles falencias que se pueden presentar en la

digitalización de señales, las cuales deben ser afrontadas y tomar medidas que mitiguen

su impacto en la protección de sistemas eléctricos.

En la Figura 4-6, es expone de manera gráfica, la diferencia que existe entre los tiempos

medidos referentes a la operación de la protección eléctrica en los ensayos realizados con

la Merging Unit B, dónde es posible observar la tendencia en el comportamiento de las

señales a medida que cambian los niveles de corriente de falla a la cual opera el

dispositivo.

Figura 4-6: Gráfico de tendencia para los tiempos promedio obtenidos en los eventos de falla con relé A y MU B.

En esta ilustración se hace aún más evidente el desfase de tiempo que existe entre los

tiempos medidos en esta prueba, detallando claramente, como existen similitudes o

pequeñas diferencias de tiempo entre las señales de contacto físico y mensaje GOOSE de

10

15

20

25

30

35

40

45

1 2 3 4 5Tiem

po

med

ido

en

mili

segu

nd

os

Evento de falla

Tiempos promedio en pruebas con protección A y MU B




fábrica o entre el mensaje GOOSE creado y la respuesta física en Merging Unit digital. Lo

anterior, lleva a asumir que la diferencia de tiempo existente entre los pares de señales

mencionados, puede representar el tiempo que tarda el dispositivo en la conversión de la

señal física a digital y señal digital a señal física.

Teniendo en cuenta las variaciones observadas en las gráficas anteriores, a partir del

cambio del dispositivo Merging Unit en el esquema de pruebas, considerando que los

parámetros de operación y señales de falla permanecen constantes; se decide realizar una

comparación entre cada una se las señales consideradas para la medición del tiempo de

respuesta en las protecciones eléctricas evaluadas en el sistema con bus de proceso,

partiendo de la hipótesis en que una Merging Unit puede influir de manera sustancial en el

desempeño de las protecciones eléctricas de un sistema de potencia.

En consecuencia, a continuación en la Figura 4-7se presenta la comparación entre los

tiempos obtenidos para la operación de la protección eléctrica medidos a partir del contacto

físico en el IED, operando con la Merging Unit A y Merging Unit B. Posteriormente, en

Figura 4-8 y Figura 4-9, se expone la comparación entre los tiempos de respuesta

obtenidos a partir de la medición de los mensajes GOOSE Trip de fábrica y creado,

respectivamente, sensados en la red de comunicación. Finalmente, en la Figura 4-10 se

observa el contraste entre las mediciones hechas a partir de los contactos físicos en la

Merging Unit digital, que opera a partir de la función de protección del relé A, en los

escenarios dispuestos con cada Merging Unit (A y B).

93

Figura 4-7: Tiempos promedio para el accionamiento de contacto físico en protección A con MU A y MU B, en el esquema de pruebas.

Se identifica que, a pesar de tener la misma configuración en el equipo de protección bajo

prueba, con igual nivel de corriente de operación y los mismos eventos de falla en los dos

casos; se presentan tiempos de respuesta diferentes que varían incluso en la tendencia

de su comportamiento a medida que aumentan los niveles de corriente de falla. Esto, será

verificado en las siguientes ilustraciones que representan las otras señales medidas.

Figura 4-8: Tiempos promedio para el GOOSE Trip de fábrica en protección A con MU A y MU B, en el esquema de pruebas.

16

18

20

22

24

26

1 2 3 4 5

Tiem

po

med

ido

en

m

ilise

gun

do

s

Evento de falla

T. contacto físico relé A - MU A vs MU B

Contacto físico relé - MUB Contacto físico relé - MUA

16

18

20

22

24

26

28

1 2 3 4 5Tiem

po

med

ido

en

mili

segu

nd

os

Evento de falla

T. GOOSE trip (fábrica) relé A - MU A vs MU B

Goose Trip de fábrica - MUB Goose Trip de fábrica - MUA



Se observa que tanto el tiempo medido para el contacto físico en el relé, como el tiempo

asociado al mensaje GOOSE de disparo publicado de fábrica en el dispositivo, tienen

comportamientos muy similares en ambos escenarios de prueba y tienden incluso a

comportarse de manera semejante a medida que cambian los niveles de corriente para

cada evento de falla.

Sin embargo, es evidente que para este dispositivo el cambio de Merging Unit influye en

el tiempo de respuesta, ya que existe un retraso de tiempo entre las señales contenidas

en dicha gráfica, las cuales están asociadas a idénticos niveles de falla bajo iguales

condiciones de operación, con la única diferencia que operan con una Merging Unit

diferente.

Estas señales expuestas en el par de gráficas anteriores, corresponden a aquel par de

señales mencionados con anterioridad, las cuales presuntamente tienen una relación, ya

que cuentan con un comportamiento muy similar y un desfase de tiempo menor entre ellas,

lo cual aplica para cualquiera de los dos escenarios de prueba.

Ahora bien, existe un segundo par de señales, que se asumió tenían un comportamiento

análogo, que permitía percibir una relación entre ellas. A continuación, se exponen las

gráficas que relacionan a dichas señales en los dos escenarios de prueba realzados.

Figura 4-9: Tiempos promedio para el GOOSE Trip creado en protección A con MU A y MU B, en el esquema de pruebas.

16

21

26

31

36

41

1 2 3 4 5

Tiem

po

med

ido

en

mili

segu

nd

os

Evento de falla

T. GOOSE trip (Creado) relé A - MU A vs MU B

Goose Trip Creado - MUB Goose Trip Creado - MUA

95

Se observa en esta gráfica que las señales correspondientes a cada escenario de prueba,

cuentan con un comportamiento similar especialmente en los tres primeros eventos de falla

(1.7 A, 2.7 A y 4,2 A); a partir de donde se determina que existe un desfase de tiempo

ocasionado por el cambio efectuado en las Merging Units implementadas en el esquema

de pruebas. El desfase de tiempo entre las señales, alcanza valores superiores a 10

milisegundos, lo cual no es apropiado para la operación del sistema, y no puede asociarse

a un problema menor, como el tráfico en la red de comunicaciones o similares.

Figura 4-10: Tiempos promedio para el accionamiento de contacto en MU digital activado desde protección A con MU A y MU B, en el esquema de pruebas.

Finalmente, se percibe en esta última ilustración correspondiente al tiempo de operación

de una Merging Unit digital operando a partir de los mensajes GOOSE enviados por el

equipo de protección A; que se mantiene el desfase de tiempo, previamente observado en

las otras señales medias para esta protección; ésto apoya la hipótesis sobre el impacto

que tienen las Merging Units en una subestación eléctrica con bus de proceso.

Es evidente, que de alguna manera en el transcurso en el cual se procesa la señal eléctrica

analógica, se muestrea y se publica como Sampled Values a la red de comunicación y es

procesada nuevamente por el equipo de protección para operar en función de sus

magnitudes; existe un retardo de tiempo en la combinación entre el dispositivo MU B y

Relé A, el cual puede estar ligado a problemas de interoperabilidad entre los equipos,

dificultades en publicación y/o suscripción, prioridad de los mensajes en la red, estrés en

16

21

26

31

36

41

46

1 2 3 4 5Tiem

po

med

ido

en

mili

segu

nd

os

Evento de falla

T. contacto físico MU digital desde relé A - MU A vs MU B

Disparo en MU digital - MUB Disparo en MU digital - MUA



canales de comunicación o cualquier otro tipo de problema, que al momento no puede ser

identificado simplemente con este proceso de pruebas y que se procurará esclarecer con

las pruebas realizadas en el equipo de protección B.

4.1.2 Resultados de pruebas con protección B

Las pruebas ejecutadas en este dispositivo, se evaluaron con dos alternativas diferentes,

compuestas cada una, por las Merging Units suministradas para el proyecto.

Escenario A: Esquema de pruebas, operando con Merging Unit del fabricante A y equipo

de protección del fabricante B.

En la Figura 4-11, se expone la oscilografía extraída para el evento de múltiples fallas en

secuencia descrito en el capítulo 3, de donde se analizan los tiempos de respuesta en esta

protección eléctrica en cada escenario. Como se mencionó anteriormente, se toman los

tiempos en tres diferentes puntos, asociados a las variables digitales que se observan en

dicha oscilografía.

Figura 4-11: Oscilografía obtenida para la secuencia de fallas programadas para la protección B, utilizando la Merging Unit A.

97

De manera adicional a los tiempos de medida planteados anteriormente, en el registro

oscilográfico se pueden observar algunas variables binarias o digitales adicionales. Una

de ellas corresponde a dos señales asociadas a la lectura de mensajes GOOSE en la red

las cuales corresponden al mensaje GOOSE que publica por defecto el IED y a un mensaje

GOOSE creado para las pruebas en el cual se incluyeron los estados de accionamiento y

disparo en el sistema ante el evento de falla. De igual manera, existe adicionalmente una

señal asociada a un contacto físico que pertenece a un tercer relé de protección dispuesto

de manera adicional en el esquema de pruebas. Dicho equipo, opera con señales

analógicas y se utilizó como referencia en la evaluación de estas protecciones eléctricas,

puesto que, por dicha situación, el mismo no hace parte de un sistema con bus de proceso.

Finalmente, a partir de los resultados obtenidos en las oscilografías generadas en los

eventos de falla planteados, se obtuvieron los siguientes resultados para las pruebas

efectuadas con la protección B e implementando la MU A. En la Figura 4-12, se expone el

segmento que relaciona los tiempos medidos para la protección B operando con la Merging

Unit A, en el momento del tercer evento de falla, programado a 4,2 A con tiempo de inicio

igual a 2,40 segundos.

Figura 4-12: Oscilografía con tiempos medidos para falla 3 (4,2 A) MU A - Relé B







acción de respuesta del equipo de protección.

En esta zona, se realiza la medición del tiempo de respuesta para las protecciones

eléctricas tomando como referencia el tiempo de inicio de la falla (2,4 segundos) y

estableciendo el retardo que se genera con el cada uno de los disparos leídos frente a este

punto. A partir de dicha diferencia, se consolida un tiempo de respuesta promedio que

incluye todas las repeticiones realizadas para esta prueba; se calcula a su vez la

desviación estándar correspondiente a dichas mediciones y se expresa a continuación en

la Tabla 4-3, con el fin de evidenciar los tiempos relacionados a este equipo de protección.

Tabla 4-3: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección B y MU A.

Protección B

Contacto físico en relé B




Nivel de corriente

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

1,7 A 15,66 0,81 13,66 0,67 13,66 0,67 16,90 0,67

2,7 A 11,40 0,75 9,54 0,70 9,54 0,70 12,76 0,67

4,2 A 8,16 0,52 6,22 0,52 6,22 0,52 9,50 0,53

6,0 A 8,18 0,49 6,26 0,47 6,26 0,47 9,52 0,51

6,0 A 8,20 0,50 6,24 0,55 6,24 0,55 9,54 0,45

Con los valores expresados en la tabla anterior, se evidencia que de manera análoga al

equipo de protección A, los mayores tiempos se registran en el menor nivel de corriente

de falla y los mismos van disminuyendo a medida que la corriente de falla aumenta. De

igual manera, es posible observar que, en las pruebas realizadas con este dispositivo, el

menor tiempo de respuesta para cada nivel de falla se da en la lectura de los mensajes

GOOSE de disparo, captados en la red de comunicación; lo cual difiere con los resultados

obtenidos para la protección A, dónde el menor tiempo se medía en los contactos físicos

del relé.

99

Se aprecia que, en este equipo de protección, los tiempos de respuesta fueron inferiores

a 17 milisegundos en cualquiera de los casos de prueba y con cualquier variable medida,

lo cual implica que tiene una gran capacidad de procesamiento para su función de

protección.

De manera particular y contrario a lo que sucedía en el equipo de protección A, en este

caso los tiempos asociados a los mensajes GOOSE de fábrica y creados por el usuario,

son exactamente iguales. Para evidenciar esto de una manera más gráfica, se expone a

continuación la Figura 4-13, dónde se registran los puntos de operación medidos para cada

nivel de falla en los casos de prueba, así como la tendencia en el comportamiento del

equipo de protección ante el aumento de corriente de falla.

Figura 4-13: Gráfico de tendencia para los tiempos promedio obtenidos en los eventos de falla con relé B y MU A.

En esta gráfica, se ve de manera muy clara como se superponen los puntos y líneas de

tendencia asociados a la medición de los mensajes GOOSE de fábrica y creados, que van

ligados a la función de sobrecorriente programada en el relé B.

Se aprecia que la diferencia de tiempo entre la primera señal de disparo (GOOSE) y la

última señal medida (Contacto físico en Merging Unit digital), es de aproximadamente 3,5

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Evento de falla

Tiempos promedio en pruebas con protección B y MU A




milisegundos o inferior a 0.25 ciclos de la onda sinusoidal a 60 Hz, que representarían el

tiempo en que el mensaje GOOSE transita en la red de comunicación el tiempo del

procesamiento del mensaje en la MU digital, el tiempo de accionamiento de los contactos

físicos y el tiempo de procesamiento de la señal recibida en el equipo de prueba.

De igual manera, de los resultados obtenidos en las pruebas ejecutadas a este equipo de

protección operando con la Merging Unit A, se destaca que a partir del tercer escenario de

prueba con una corriente de falla de 4,2 A en el secundario, el tiempo de respuesta medido

en cualquiera de los puntos es inferior a 10 milisegundos, lo cual garantiza un buen

desempeño del equipo para la protección de un sistema eléctrico, pues es inferior a un

ciclo (16,67 milisegundos aproximadamente) de la señal análoga a 60 Hz.

Escenario B: Esquema de pruebas, operando con Merging Unit del fabricante B y equipo

de protección del fabricante B.

A continuación, en la Figura 4-14 se exponen los eventos de falla a partir de los cuales

será evaluado el tiempo de respuesta en el equipo de protección B, de manera analógica

a lo realizado anteriormente con el dispositivo de protección A. En este caso, las señales

a partir de las cuales opera el equipo de protección, corresponden a las obtenidas

utilizando la Merging Unit B y la configuración del equipo se mantiene como en los

anteriores casos de prueba, con una función de sobrecorriente con tiempo definido igual a

cero a un nivel de 1,2 A.

101

Figura 4-14: Oscilografía obtenida para la secuencia de fallas programadas para la protección B, utilizando la Merging Unit B.

En esta gráfica se observa en la parte superior las señales sinusoidales correspondientes

a los 5 eventos de falla propuestos para la prueba y en la parte inferior, las señales binarias

a partir de donde se tomarán los tiempos de respuesta correspondiente a la protección

eléctrica B operando con la MU B. Las señales análogas expuestas parten de un estado

de pre-falla configurado a 700 mA, para posteriormente dar paso a la secuencia de eventos

programados, en los cuales el nivel de corriente de falla va aumentando, partiendo del

primer evento con 1.7 A, segundo evento con 2.7 A, tercer evento con 4.2 A, cuarto y quinto

evento con 6 A.

Se observa en la ilustración, que se mide la operación de las señales binarias asociadas a

los mensajes GOOSE creado y de fábrica en el dispositivo, así como también el momento

de apertura o cierre de sus contactos físicos ante un disparo; se mide el tiempo final de

actuación de la Merging Unit digital que sería ubicada en patio de la subestación y se

incluye la medición de un disparo efectuado en un contacto físico de un relé convencional,

el cual es accionado a partir de los mensajes GOOSE enviados desde el equipo de

protección B.



A continuación, en la Figura 4-15 se expone de manera más clara, el segmento en el cual

ocurre una falla en el sistema, correspondiente al segundo evento programado para operar

a 1,7 segundos con un nivel de corriente de 2,7 A.

Figura 4-15: Oscilografía con tiempos medidos para falla 2 (2,7 A) MU B - Relé B.

En esta gráfica, se observa el momento preciso en cuanto se produce el segundo evento

de falla programado en las pruebas y es evidente como cambia de manera considerable,

la amplitud de la onda sinusoidal correspondiente a la señal de corriente. Asimismo, se

observa a partir del inicio de la falla a 1,7 segundos, cuanto tardan en iniciar los disparos

correspondientes a este evento, emitidos por el relé y leídos con el equipo de pruebas.

La Tabla 4-4 contiene los valores promedio medidos para cada variable que permite

identificar el disparo en el equipo de protección para los diferentes ensayos bajo los niveles

de falla propuestos. Se incluye igualmente, la desviación estándar de dichos valores para

identificar la precisión de las mediciones realizadas.

103

Tabla 4-4: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección B y MU B.

Protección B

Contacto físico en relé




Nivel de corriente

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

1,7 A 15,21 0,38 13,32 0,42 13,32 0,42 16,66 0,46

2,7 A 11,04 0,44 9,06 0,44 9,06 0,44 12,38 0,47

4,2 A 8,6 0,52 6,64 0,53 6,64 0,53 9,92 0,58

6,0 A 8,19 0,78 6,24 0,81 6,24 0,81 9,56 0,80

6,0 A 8,19 0,80 6,24 0,78 6,24 0,78 9,54 0,78

En esta tabla, al igual que en el escenario A para el equipo de protección B, se observa

que los valores obtenidos a partir de la medición de la mensajería GOOSE tanto en los

creados para la prueba, como en aquellos que son publicados por defecto, son

exactamente iguales. Lo cual corrobora que el fabricante de este equipo, no da un

tratamiento especial o prioritario a sus configuraciones y permite al usuario, obtener

resultados equivalentes a los que se tendrían con una configuración y pruebas de fábrica

en el dispositivo de protección.

Por otra parte, de manera semejante a lo observado a lo largo de las pruebas para los dos

equipos de protección, se identifica que el mayor tiempo de respuesta en los escenarios

de falla, se obtiene con los valores medidos en el contacto físico de una Merging Unit

digital, lo cual es lógico, considerando el proceso que debe llevar la señal desde la falla,

pasando por el procesamiento a SV, activando la función de protección en el relé, la

publicación de mensaje GOOSE de disparo, transito en la red de comunicación,

procesamiento en la MU digital de la señal emitida por el relé y accionamiento de los

contactos físicos.

Sin embargo, contrario a lo sucedido con la protección A, en ambos escenarios el

dispositivo B obtuvo el menor tiempo de respuesta en la mensajería GOOSE leída en la

red de comunicación que hace parte del esquema para pruebas diseñado. Esto, se ve

reflejado en la Figura 4-16 donde se exponen los puntos de operación medidos y la

tendencia en los tiempos de respuesta.



Figura 4-16: Grafico de tendencia para los tiempos promedio obtenidos en los eventos de falla con relé B y MU B.

Se observa en la gráfica que las líneas de tendencia y puntos correspondientes al tiempo

de operación promedio obtenido con los dos mensajes GOOSE emitidos por el equipo de

protección, se encuentran sobrepuestos lo cual denota que son exactamente iguales. Se

hace evidente a su vez en esta gráfica, lo mencionado anteriormente, sobre el tiempo de

respuesta medido en la Merging Unit digital, el cual es mayor que el resto para cualquier

escenario de prueba realizado.

Se identifica que la diferencia de tiempo entre los mensajes GOOSE que son los de menor

tiempo y el disparo en Merging Unit digital, no superan los 4 milisegundos en ninguno de

los escenarios de prueba; lo cual implica que el procesamiento de la señal y accionamiento

del dispositivo, sumado al tránsito en la red, es inferior a ¼ de ciclo de una onda sinusoidal

a 60 Hz. Ahora bien, si se comparan los tiempos de respuesta de la Merging Unit y el

accionamiento físico en el equipo de protección la diferencia es mínima y no alcanza en

ningún momento los 1,5 milisegundos, lo cual es un indicio para concluir que las Merging

Unit digitales son un elemento que no afecta el tiempo final de respuesta en el sistema de

potencia y que su implementación, sería una buena opción teniendo en cuenta los

beneficios adicionales que conlleva.

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Evento de falla

Tiempos promedio en pruebas con protección B y MU B


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Ahora bien, haciendo énfasis a la Merging Unit analógica, se procede a continuación a

exponer las variables medidas en los dos escenarios de prueba para el equipo de

protección B, con el fin de observar las implicaciones que lleva consigo el uso de estos

equipos en un sistema con bus de proceso.

A continuación, en la Figura 4-17 se presentan los tiempos de respuesta y líneas de

tendencia para el equipo de prueba B, medidos a partir del accionamiento de los contactos

físicos en el relé; con el fin de comparar como se alteran dichos tiempos llevando a cabo

el cambio de los equipos Merging Units Analógicas A y B, que hacen parte del proyecto y

que son las encargadas de la conversión de las señales análogas de corriente y voltaje en

el sistema en valores muestreados que son transmitidos por una red informática hacia el

equipo de protección, para que este último lleve a cabo la operación en el sistema.

Figura 4-17: Tiempos promedio para el accionamiento de contacto físico en protección B con MU A y MU B, en el esquema de pruebas.

En la gráfica se observa que la tendencia en el comportamiento de los tiempos de

respuesta medidos para el accionamiento del contacto físico en el equipo de protección B,

se da de manera semejante y que entre las dos señales ahí reportadas existe un pequeño

desfase de tiempo el cual es inferior a 0,5 milisegundos en cualquiera de los casos. Esto,

indica que esta señal no se ve afectada de manera considerable por el cambio de Merging

Unit en el escenario de prueba y que, al ser un tiempo tan bajo, el mismo podría estar

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Evento de falla

T. contacto físico en relé B - MU A vs MU B

Contacto físico relé - MUB Contacto físico relé - MUA



ligado al trafico presente en la red y no a un problema de trasmisión de valores

muestreados desde las Merging Units utilizadas.

A continuación, en la Figura 4-18 se exponen las señales medidas para los mensajes

GOOSE de disparo emitidos por el equipo de protección B en los diferentes niveles de

falla. En este caso, como en los resultados previos se observó que el tiempo de respuesta

para el GOOSE creado y el GOOSE de fábrica fueron exactamente iguales; por lo cual, se

decidió comparar únicamente uno de los mensajes del escenario A y uno del escenario B,

con el fin de observar las diferencias en el comportamiento entre ellos.

Figura 4-18: Tiempos promedio para el GOOSE Trip en protección B con MU A y MU B, en el esquema de pruebas.

Al igual que en la gráfica anterior donde se expusieron los resultados para el accionamiento

de contactos físicos en el relé, se evidencia que la diferencia de tiempo entre las medidas

tomadas para los mensajes GOOSE de disparo en ambos escenarios de prueba, continúa

siendo inferior a 0,5 milisegundos; tiempo que puede estar asociado al intercambio de

múltiples mensajes en la red de comunicación.

Lo anterior, se reafirma al observar los valores obtenidos en el tercer evento de falla para

ambos escenarios de prueba, donde es claro que las señales tienden a superponerse,

hecho que no debería ocurrir si las Merging Units analógicas estuvieran ingresando un

retardo de tiempo al sistema con la publicación de los valores muestreados.

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Evento de falla

T. GOOSE trip creado o de fabrica en relé B - MU A vs MU B

Goose Trip de fábrica o creado - MUB Goose Trip de fábrica o creado - MUA

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Finalmente, para terminar con las señales medidas a partir de este equipo de protección,

se expone en la Figura 4-19 los tiempos medidos y línea de tendencia correspondiente a

el accionamiento físico de contactos en la Merging Unit Digital; equipo que sería ubicado

en el patio de la subestación eléctrica y que finalmente sería el actuador en un sistema con

bus de proceso según IEC 61850-9-2.

A partir de esta representación gráfica, se pretende concluir si este dispositivo se afecta

de alguna manera con la inclusión de las Merging Units A y B; teniendo en cuenta que en

esta variable es donde hay un mayor tráfico de la señal en la red de comunicación, así

como también un mayor número de procesos para la toma final del tiempo de respuesta.

Figura 4-19: Tiempos promedio para el contacto físico en MU digital a partir de GOOSE de B con MU A y MU B, en el esquema de pruebas.

Es posible observar en esta ilustración, como el comportamiento de los puntos de tiempo

medidos y las líneas de tendencia, propenden a superponerse, obteniendo en el peor de

los casos desfases de tiempo inferiores a 0,5 milisegundos; lo cual indiscutiblemente puede

estar asociado a la variación en el tráfico en la red de comunicación del sistema o

saturaciones debido al envío masivo de mensajes GOOSE de disparo o valores

muestreados de las Merging Units.

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Evento de falla

T. contacto físico MU digital con GOOSE de B - MU A vs MU B

Disparo en MU digital - MUB Disparo en MU digital - MUA



A partir de esta última gráfica y en concordancia con las anteriores ilustraciones que

comparan los tiempos de respuesta obtenidos para el equipo de protección B utilizando las

dos Merging Units Analógicas disponibles para el proyecto, es posible afirmar que estas

últimas no alteran o afectan de alguna manera la operación del dispositivo, pues al

comparar los diferentes tiempos de respuesta en ambos escenarios, se obtuvieron

desfases mínimos que fácilmente pueden estar ligados a problemas de tráfico en la red de

comunicación.

4.2 Contraste entre resultados

Como se mencionó en un principio, el objetivo de esta investigación no es comparar los

tiempos de respuesta entre los dos equipos de protección, sino, el identificar el impacto

que tiene en los equipos de protección, la inclusión de dispositivos como Merging Units

tanto analógicas como digitales, necesarias para la implementación de bus de proceso en

una subestación eléctrica digital.

Teniendo en cuenta esto, se procede a comparar los resultados expuestos previamente

sobre las pruebas realizadas en los equipos de protección operando con dos Merging Units

diferentes, pero con igual condiciones de operación e idénticas configuraciones.

Así pues, se destaca de dichas pruebas que los menores tiempos de respuesta medidos

en ambos dispositivos, se establecieron en diferentes variables de operación; teniendo que

para la protección A el menor tiempo en cada nivel de falla fue medido en los contactos

físicos del dispositivo, mientras que para la protección B, el menor tiempo se obtuvo en los

mensajes GOOSE leídos en la red de comunicación.

Esto, implica que en los equipos bajo prueba existen diferentes configuraciones y lógicas

de operación que dan prioridad a ciertas características. Así por ejemplo, se puede afirmar

que en el caso de la protección A, se da en la lógica interna del dispositivo, mayor prioridad

a el accionamiento del contacto físico, que a la publicación del mensaje GOOSE asociado

a la función de protección configurada.

109

Una segunda posibilidad para la ocurrencia de este comportamiento, puede estar ligada a

la tarjeta de comunicación integrada en el dispositivo. Dicha tarjeta, puede estar generando

retrasos no controlados en la transmisión del mensaje hacia la red de comunicación donde

será tomada por Merging Unit digital y el equipo analizador que integra el esquema de

pruebas.

Otra diferencia muy marcada entre los resultados obtenidos, se identifica en el

comportamiento de los mensajes GOOSE, más precisamente en la relación que existe

entre el mensaje GOOSE publicado de fábrica y el mensaje GOOSE creado por el usuario

para estas pruebas. En el caso de la protección B, dichos tiempos son exactamente iguales

razón por la cual en la gráfica expuesta que relaciona los diferentes tiempos medidos en

este dispositivo, se aprecia que existe una superposición entre los tiempos y líneas de

tendencia asociadas a los mensajes GOOSE.

Sin embargo, para el caso de la protección A existe una diferencia notable entre los

tiempos medidos para el mensaje GOOSE creado de fábrica y el mensaje GOOSE creado

por el usuario. En dialogo con el personal de soporte técnico de este fabricante, se

menciona que, en dicho equipo, se garantiza por parte del fabricante un menor tiempo de

respuesta para el mensaje que viene configurado de fábrica. No obstante, dicha

configuración para la publicación de este mensaje presenta un inconveniente con lo

estipulado en el estándar IEC 61850 para la publicación de mensajería GOOSE.

El fabricante, para garantizar un menor tiempo transmisión en los mensajes GOOSE de

disparo creados de fábrica, los publica con una APP ID=8000, lo cual se encuentra fuera

del rango contemplado en el estándar, el cual para mensajes GOOSE va de 0x0000 hasta

0x3FFF. Alterar este parámetro en la publicación de mensajes, tiene un impacto en la

interoperabilidad entre dispositivos; ya que según se logró constatar en el desarrollo de las

pruebas, existen equipos que no logran suscribirse a dicho mensajes ya que lo identifican

como un error en la publicación.

Dicho problema se soluciona con los mensajes GOOSE creados por el usuario, los cuales

se encuentran dentro de los parámetros fijados en la norma; aunque esto implica que en

dicho dispositivo aumenten los tiempos de publicación para estos mensajes.



En este tipo de proceso, es posible mejorar el tiempo de respuesta con una variación en

la prioridad de los mensajes creados; sin embargo, dicha modificación no fue realizada en

esta investigación ya que alteraba el objetivo final de las pruebas.

En cuanto al impacto que tiene en los equipos de protección el cambio de Merging Unit, se

identifica de manera más clara, en la medición realizada en los contactos físicos de los

relés; ya que, en ese punto se garantiza que únicamente se lleva a cabo el procesamiento

de valores muestreados desde la Merging Unit y el procesamiento de las mismas señales

en la entrada del relé. En este caso, se identifica que, para los dos equipos de protección,

existe un desfase de tiempo en algunos casos de hasta 2 milisegundos para el relé A e

inferiores a 0,5 milisegundos para el relé B.

Lo anterior, denota que no tiene mayor implicación en la subestación digital y

especialmente en la protección eléctrica, el uso de cualquier Merging Unit, siempre que

esta cumpla con los parámetros fijados en el estándar IEC 61850. Los retardos de tiempo

mencionados, al ser tan bajos, se pueden atribuir a las condiciones de operación del

sistema, al tráfico de mensajería que se encontraba en el momento de la prueba y el

procesamiento de los equipos de comunicación.

Sin embargo, es indudable que el dispositivo de protección A, en el momento de la

realización de estas pruebas, presenta problemas en la publicación de los mensajes

GOOSE, lo cual se ve reflejado en el considerable aumento de tiempo de estas señales

frente a los tiempos medidos en los contactos físicos del relé. Esto, se sustenta con las

pruebas realizadas en el dispositivo B, en el cual se observaron diferencias de tiempo

mínimas en los dos escenarios de prueba, con retardos que no alcanzaron los 2

milisegundos de diferencia y siempre fueron en favor de la mensajería GOOSE.

Ahora bien, para reafirmar lo mencionado en este análisis de resultados se incluyó en el

esquema de pruebas un equipo de protección de tipo convencional, operando con señales

analógicas (sin bus de proceso), en el cual se configuraron los parámetros de operación y

función de protección, exactamente igual a lo realizado en los 2 dispositivos objeto de

prueba. Este relé, cuenta con características funcionales y de operación, semejantes a las

del dispositivo de protección B; razón por la cual, los resultados obtenidos para los tiempos

de operación solo se podrán contrastar con los obtenidos a partir del mencionado equipo.

111

A continuación, en la Figura 4-20 se presentan los eventos de falla programados para las

pruebas con el equipo de protección C, el cual opera con señales eléctricas convencionales

obtenidas de TCs y TPs emulados en el esquema de pruebas. Los eventos de falla aquí

expuestos, son exactamente iguales a los realizados en las pruebas con los equipos de

protección A y B.

Figura 4-20: Oscilografía obtenida para la secuencia de fallas programadas para la protección C, utilizando señales análogas convencionales.

En la ilustración se observa en la parte superior, los 5 niveles de falla programados para

las pruebas y en la parte inferior las variables digitales que fueron medidas en el relé, con

el fin de determinar el tiempo de operación del mismo. Dichas señales, van ligadas a las

medidas en los equipos bajo prueba A y B, con el fin de tener un punto de comparación

para identificar las implicaciones que lleva el incluir dispositivos Merging Units, en la

respuesta de la protección eléctrica.

A continuación, en la Figura 4-21 se presenta un segmento de la señal inyectada donde

se percibe el inicio del 4 evento de falla y las respuestas medidas en las variables

asociadas al disparo de la función de protección en el relé.



Figura 4-21: Oscilografía con tiempos medidos para falla 4 (6,0 A) para relé C - con señales convencionales

En la parte superior de la gráfica, se observa el considerable cambio de la señal sinusoidal

de corriente que se está inyectando al equipo de protección C, correspondiente al cuarto

evento de falla programado con un tiempo de inicio de 3,1 segundos y un nivel de corriente

de 6,0 A en el secundario. Se aprecia en la parte inferior de la gráfica las señales

correspondientes a las variables que determinan el tiempo de operación en el equipo de

protección; de manera análoga a lo hecho con los equipos bajo prueba (A y B), se mide el

tiempo de respuesta del contacto físico en el relé, el tiempo de accionamiento del contacto

físico en Merging Unit digital que opera a partir de los mensajes GOOSE del relé y los

mensajes GOOSE de fábrica y creados por el usuario, que son capturados en la red de

comunicación.

De los múltiples ensayos realizados se toman los valores correspondientes a cada nivel de

operación medidos en las variables propuestas y se determinan los valores promedio y la

desviación estándar de las mediciones realizadas, tal como se expone en la Tabla 4-5.

113

Tabla 4-5: Tiempos promedio medidos en pruebas con protección C usando señales convencionales

Protección C - Convencional

Contacto físico en relé




Nivel de corriente

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

Tiempo de Resp.

Desv. Est.

1,7 A 14,40 0,73 12,63 0,79 12,63 0,79 12,82 0,80

2,7 A 10,18 0,73 8,61 0,91 8,61 0,91 8,78 0,89

4,2 A 7,49 0,47 5,93 0,68 5,93 0,68 6,06 0,69

6,0 A 7,13 0,55 5,49 0,62 5,49 0,62 5,67 0,57

6,0 A 7,10 0,51 5,52 0,64 5,52 0,64 5,69 0,63

A partir de los datos expuestos en esta tabla, se vislumbra la semejanza existente entre el

equipo de protección C que actúa con señales analógicas de manera convencional y el

dispositivo de protección B que opera a partir del procesamiento de valores muestreados

suministrado por una Merging Unit analógica.

Se observa que los valores obtenidos en la lectura de mensajes GOOSE tanto de fábrica

como el mensaje creado por el usuario, son exactamente iguales, lo cual concuerda en

principio con los resultados obtenidos con el dispositivo B. Sin embargo, contrario a lo

observado en las anteriores pruebas realizadas, en este caso el mayor tiempo de

respuesta medido en los diferentes niveles de falla, no se da en los contactos físicos de la

Merging Unit digital, sino en los contactos físicos propios del dispositivo de protección, lo

cual de inmediato intuye a pensar que el equipo tiene gran capacidad de procesamiento

para la publicación de las señales informáticas.

Para evidenciar esto y otros comportamientos adicionales de este dispositivo, se expone

a continuación la Figura 4-22 donde se grafican los valores de tiempo medidos para cada

punto de operación del dispositivo, al igual que una línea de tendencia que permite

identificar el comportamiento del equipo a medida que varían los niveles de corriente de

falla.



Figura 4-22: Tiempos promedio de operación medidos en equipo de protección C.

Se observa en esta gráfica que, en todos los eventos de falla el mayor tiempo de respuesta

es aquel que corresponde al accionamiento de los contactos físicos en el relé C,

alcanzando diferencias de tiempo inferiores a 1,5 milisegundos, frente a los mensajes

GOOSE que son los de menor tiempo de respuesta. Asimismo, se destaca la similitud entre

la señal de los mensajes GOOSE emitidos del relé y los tiempos de accionamiento de la

Merging Unit digital, donde se aprecia que el desfase de tiempo entre las señales no

alcanza los 0,2 milisegundos.

A partir de esto, se percibe el alto grado de procesamiento de la Merging Unit Digital, pues

esos 0,2 milisegundos mencionados o 200 microsegundos, corresponderían al tiempo

promedio que tarda este dispositivo en procesar el mensaje GOOSE de entrada, asociarlo

a un comando físico y llevar a cabo el accionamiento del mismo.

A continuación, se grafica en la Figura 4-23 los tiempos medidos para el contacto físico en

el relé C que opera con señales convencionales y los tiempos de respuesta obtenidos con

el relé B, operando con las dos Merging Units disponibles para las pruebas de esta

investigación. Asimismo, se incluyen las correspondientes líneas de tendencia para cada

variable expuesta.

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Tiempos promedio en pruebas con protección C - operando con señales convencional


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Figura 4-23: Comparación de tiempos de respuesta para contacto físico de relé convencional y relé operando con MU A y MU B

En esta ilustración, se observa como los valores de tiempo medidos para el relé C, que

opera con señales convencionales en la subestación eléctrica, cuentan con menores

tiempos en comparación los puntos obtenidos para el relé de protección operando con

señales muestreadas obtenidas de ambas Merging Units. Sin embargo, en ninguno de los

niveles de falla donde se comparan los tiempos de respuesta, se logra alcanzar una

diferencia siquiera de 1,5 milisegundos.

Este comportamiento, permite evidenciar que la operación del equipo de protección en una

subestación eléctrica con bus de proceso según IEC 61850-9-2, se da de manera

semejante o equivalente a la respuesta que tendría una protección eléctrica convencional

que opera con señales analógicas, con un desfase de tiempo mínimo que fácilmente puede

asociarse a la arquitectura de comunicación, tráfico en la red o procesamiento de las

señales digitales; lo cual implica que la inclusión de dispositivos Merging Units en una

subestación digital no introduce tiempos de retardo considerables para los relés, razón por

la cual no conlleva un riesgo para la operación adecuada del esquema de protección.

De igual manera, se aprecia que el desfase de tiempo que existe entre las señales

presentes, corresponde al resultado previamente expuesto cuando se comparó el tiempo

de respuesta de la protección B operando con las dos Merging Units que hicieron parte del

proceso. Dicha diferencia de tiempo, al ser de una magnitud tan baja que no alcanza ni

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Evento de falla

T. contacto físico en relé B - MU A vs MU B

Contacto físico relé - MUB

Contacto físico relé - MUA

Contacto físico relé C



siquiera 0,5 milisegundos de retraso, fácilmente puede estar atribuida a la presencia de

tráfico de señales en la red informática.

En cualquiera de los casos, se observa que tanto para los tiempos correspondientes al relé

convencional, como para los tiempos medidos en la protección B con cualquiera de las dos

Merging Units, no se alcanza ni siquiera en el peor de los casos, un tiempo de respuesta

equivalente a un ciclo de la onda sinusoidal a 60 Hz; llegando a obtener en los niveles de

falla 3, 4 y 5, un tiempo de respuesta inferior a ½ ciclo (8,33 milisegundos).

Se expone de igual forma en la Figura 4-24, las señales correspondientes a los valores de

tiempo y líneas de tendencia obtenidos con el equipo de protección B operando con ambas

Merging Units y los correspondientes resultados obtenidos con el relé C que actúa con

señales convencionales.

Figura 4-24: Comparación de tiempos para GOOSE Trip de relé convencional y relé operando con MU A y MU B.

En este caso, se observa en la gráfica como continúa la tendencia expuesta en el resultado

anterior, donde la señal tomada para el tiempo de respuesta de la protección convencional,

se asemeja bastante la señal correspondiente al mensaje GOOSE emitido por la protección

B operando con ambas Merging Units, alcanzando en el peor de los casos un retardo de

aproximadamente 1 milisegundo. Esto, reafirma la hipótesis sobre el impacto de incluir

dispositivos Merging Units en una subestación eléctrica, donde se evidencia a partir de las

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Evento de falla

T. GOOSE trip creado o de fabrica en relé B - MU A vs MU B

Goose Trip de fábrica o creado - MUB

Goose Trip de fábrica o creado - MUA

Goose Trip de fábrica o creado en Relé C

117

pruebas realizadas en estos equipos bajo prueba, que dichos dispositivos no aumentan de

manera significativa el tiempo de respuesta en las protecciones eléctricas.

Teniendo que, en el peor de los casos en los resultados expuestos, el mayor retraso de

tiempo de respuesta de un equipo operando con valores muestreados y un dispositivo de

protección que opera con señales convencionales, no alcanza ni siquiera 1,5 milisegundos;

es posible afirmar que no se vería afectada la operación de un sistema eléctrico en el cual

se incluyan dispositivos Merging Units, y que sus equipos de protección de sobrecorriente,

actuarían de manera semejante en cualquier condición de operación del sistema, bien sea

con señales convencionales o con valores muestreados.

Finalmente, en la Figura 4-25 se exponen los tiempos de respuesta y líneas de tendencia

obtenidos en las pruebas realizadas a el equipo de protección B operando con las dos

Merging Units disponibles, y los resultados obtenidos para el equipo de protección C, que

opera con señales eléctricas convencionales.

Figura 4-25: Comparación de tiempos de respuesta en MU digital accionada desde relé convencional y relé operando con MU A y MU B.

Como se observó en un principio, para los resultados obtenidos con el equipo de protección

operando con señales convencionales, existía una diferencia mínima entre las señales

medidas a partir de los mensajes GOOSE leídos en la red y los tiempos obtenidos en el

accionamiento de contactos físicos de la Merging Unit digital que opera utilizando dichos

5

10

15

20

1 2 3 4 5

Tiem

po

med

ido

en

mili

segu

nd

os

Evento de falla

T. contacto físico MU digital - Relé C vs MU A vs MU B

Disparo en MU digital - MUB

Disparo en MU digital - MUA

Disparo en MU digital con Goose de relé C



mensajes. Esto, se hace aún más evidente en la gráfica anterior, donde se observa que la

señal de accionamiento en MU digital, a partir del relé C, cuenta con tiempos inferiores

frente al accionamiento de los mismos contactos a partir del relé B.

Dicho tiempo alcanza un valor inferior a los 4 milisegundos, lo cual indica que la Merging

Unit digital procesa en un menor tiempo los mensajes GOOSE de disparo enviados por el

relé convencional, en comparación con los mensajes GOOSE de disparo enviados desde

un relé que opera con valores muestreados. Este tipo de comportamiento, indica un caso

particular, pues los mensajes enviados desde ambos dispositivos son exactamente iguales

e incluso cuentan con muy similares tiempos al momento de ser leídos en la red de

comunicación.

No obstante, la Merging Unit digital prioriza de alguna manera los mensajes enviados por

el relé convencional, posiblemente debido a que al ser aquellos que realizan un menor

recorrido en la red de información, teniendo en cuenta el transito total de la señal digital,

son los primeros en llegar a la Merging Unit así se diferencie por mínimas fracciones de

segundo; lo cual por principio de operación de los mensajes GOOSE genera una ráfaga

de mensajes continuos que anuncian el cambio de estado en la función de protección, lo

cual puede estar dando paso a la generación del retardo de tiempo para leer los siguientes

mensajes que en este caso en particular, serían aquellos enviados por el equipo de

protección C.

Dicho esto, se entienden los retardos observados entre algunas señales a lo largo de las

pruebas realizadas, estando correcta entonces la afirmación de que muchos de aquellos

retardos, como se mencionó en sus respectivos casos, serían originados por el tráfico de

información en la red de comunicación.

Para entender un poco más la forma como se da la saturación por los mensajes GOOSE

para la operación de la MU, se expone un diagrama (Figura 4-26) que representa de

manera gráfica lo sucedido en la Merging Unit digital, a la hora de recibir los múltiples

mensajes GOOSE de disparo de varios dispositivos con similares tiempos de respuesta.

119

Figura 4-26: Disparos GOOSE generados en relés de protección y leídos en MU digital para la acción de maniobra.

En esta ilustración, se puede apreciar como al momento de efectuarse un cambio de

estado en un mensaje GOOSE asociado a un disparo (cambio de entradas azules a rojas),

se da una avalancha de mensajes GOOSE que son recibidos con intervalos de tiempo muy

reducidos y que van aumentando el periodo de envío paulatinamente hasta alcanzar el

tiempo de envío periódico para un mensaje GOOSE que reporta una señal permanente o

constante.

Así entonces, la Merging Unit digital tendrá que soportar la llegada masiva de dichos

mensajes de disparo del primer mensaje GOOSE en ser recibido (parte superior de la

gráfica), antes de procesar la señal del segundo aviso de disparo que reporta el mensaje

GOOSE que llega en segundo lugar (parte inferior de la gráfica). Razón por la cual, se

puede ver reflejado un retardo de tiempo entre la respuesta de la MU convencional ante el

relé convencional y la protección B operando con cualquiera de las dos Merging Units.

4.3 Evaluación de desempeño en el tiempo de respuesta de protecciones eléctricas con bus de proceso

Teniendo en cuenta que, en las pruebas realizadas en el presente trabajo de investigación,

se evaluó únicamente una pareja de dispositivos que operaban de manera semejante, con



algoritmos de operación similares que a la postre reflejaron tiempos de respuesta afines;

se realiza el proceso de evaluación del dispositivo de protección que opera con bus de

proceso a partir de la aplicación del índice propuesto en el capítulo 3.

Así entonces, el dispositivo evaluado a continuación será el denominado como relé B o

equipo de protección B, según el informe de resultados expuesto anteriormente. Dicho

dispositivo, será confrontado con el equipo de protección C, el cual es diseñado para

operar en una subestación eléctrica convencional a partir de la lectura de señales análogas

de voltaje y corriente.

A continuación, se expone en la Tabla 4-6 los resultados obtenidos para el índice propuesto

en las pruebas realizadas con el equipo de protección B en contraste con el dispositivo C;

en el escenario de prueba donde el dispositivo que actúa con bus de proceso, lo hace en

combinación con la Merging Unit A. El índice, se evalúa para los 5 niveles de falla

propuestos en las pruebas realizadas a los equipos de protección, razón por la cual la

mencionada tabla contempla dichos niveles.

Tabla 4-6: Índice calculado para protección B operando con MU A.

Índices para relé B en cada nivel de falla evaluado

Nivel de falla 𝛽𝑓 𝛽𝑔 𝛽𝑚

1 (1,7 A) 1,088 1,082 1,318

2 (2,7 A) 1,120 1,108 1,453

3 (4,2 A) 1,089 1,049 1,568

4 (6,0 A) 1,147 1,140 1,679

5 (6,0 A) 1,155 1,130 1,677

En estos resultados, se observa que los índices correspondientes a contactos físicos del

relé y mensajería GOOSE de disparo en la red de comunicación, cuentan con valores muy

similares y son considerablemente próximos a la unidad; valor recomendado para el índice

propuesto y que indica que existe un impacto mínimo en la respuesta de las protecciones

eléctricas ante la implementación de los diferentes componentes que hacen parte de una

subestación con bus de proceso. Se observa igualmente que, para dichos índices, se

121

amplía la diferencia frente al valor unitario, a medida que el nivel de falla aumenta,

obteniendo diferencias de hasta 0,155 por encima de 1.

En el caso del índice βm que está asociado al tiempo medido en el disparo de la Merging

Unit digital a partir de los mensajes GOOSE de disparo enviados por la protección B, se

observa que la diferencia en relación a el valor unitario, que se contempla ideal para el

índice, crece de manera considerable en comparación con los otros dos índices

mencionados anteriormente. Esto denota las implicaciones que tiene el incluir en una

subestación eléctrica un dispositivo como es la Merging Unit digital, que se encarga de

recibir los mensajes GOOSE de disparo emitidos por una protección eléctrica, procesarlos

y llevar a cabo la actuación de un contacto físico para proceder con la maniobra de apertura

o cierre del interruptor en el patio de una subestación eléctrica.

De igual manera, corrobora los resultados y análisis realizados previamente en la sección

4.3, para los tiempos de respuesta de la protección B comparados con el relé C, en los

cuales se evidenció que a pesar de mantener resultados muy similares en los tiempos

medidos para contactos físicos y mensajería GOOSE, existía una diferencia mayor en

cuanto a los tiempos medidos en el disparo de la MU digital, lo cual en su momento se

atribuyó a la saturación en este último equipos, debido al tráfico de señales digitales que

se publican en la red de comunicación al momento del disparo.

Teniendo en cuenta el valor máximo definido como aceptable para este índice, se puede

concluir que en ninguno de los tiempos de respuesta medidos en este dispositivo operando

con la MU A, se presentó un valor igual o mayor que 2; razón por la cual se afirma que el

dispositivo, si bien presenta demoras en llevar a cabo la protección, estas no son

considerables y por ende, no afectarían la operación en una subestación con bus de

proceso.

Ahora, para concluir las afirmaciones o conjeturas que se contemplan a partir de los

resultados expresados anteriormente, en la Tabla 4-7 se expresan lo valores

correspondientes a los tres índices propuestos para el relé B operando con la MU B, frente

al relé que opera en una subestación convencional. Asimismo, se relaciona el valor de

cada índice para el correspondiente nivel de falla en el cual fue evaluado, tal como se hizo

en el caso anterior.



Tabla 4-7: Índice calculado para protección B operando con MU B.

Índices para relé B en cada nivel de falla evaluado

Nivel de falla 𝛽𝑓 𝛽𝑔 𝛽𝑚

1 (1,7 A) 1,056 1,055 1,300

2 (2,7 A) 1,084 1,052 1,410

3 (4,2 A) 1,148 1,120 1,637

4 (6,0 A) 1,149 1,137 1,686

5 (6,0 A) 1,154 1,130 1,677

De manera similar al escenario anterior en el cual la protección B operaba con la Mu A, en

este caso se tiene que los valores del índice propuesto que se acercan mucho a la unidad,

están dados para el tiempo de respuesta de los contactos físicos del relé y los mensajes

GOOSE de disparos en el mismo dispositivo. Asimismo, se observa que, de manera

análoga al caso anterior, el tiempo de respuesta medido para la operación de la MU digital

a partir de los mensajes de disparo enviados por el relé B, cuentan con los valores más

elevados para el índice propuesto.

En cualquiera de los tres tiempos medidos, se observa que el índice tiende a crecer a

medida que el nivel de falla aumenta, con excepción del segundo nivel de falla para el

tiempo medido sobre el mensaje GOOSE. De igual manera, se observa que en los niveles

de falla 4 y 5, en los cuales el valor de corriente inyectado es idéntico y corresponde a 6.0

A, el valor del índice cambia levemente lo cual reafirma la idea de que al momento de

ejecución de dichas pruebas a pesar de tener idénticos parámetros configurados en el

sistema, se presentaron alteraciones en el tráfico de señales o desempeño de los equipos

que hacen parte del sistema, lo cual no se puede controlar en el proceso, y genera una

diferencia de tiempo frente a la misma prueba ejecutada en estos eventos.

Finalmente, para concluir con el análisis de resultados, es preciso mencionar que en

cualquiera de los índices obtenidos para los tiempos de respuesta de la protección eléctrica

B operando con bus de proceso; el valor siempre fue inferior a 2 y muy cercano a 1.

Obteniendo como valor máximo para los índices un resultante de 1.686, indicando que

existió un retardo de tiempo de aproximadamente 68,6% por encima del tiempo de

123

respuesta medido con la protección eléctrica convencional; lo cual, no representa un riesgo

para la operación de un esquema de protección, debido a que el tiempo de respuesta del

dispositivo es bastante bajo.

4.4 Pruebas adicionales y resultados obtenidos

Partiendo de los resultados obtenidos y el análisis de los mismos, se intuye que el

comportamiento de las funciones de protección programadas con sobrecorriente

instantánea o tiempo de respuesta definido igual a cero, realmente no opera de manera

inmediata; sino, que cuenta con un tiempo de operación bastante bajo, el cual va

disminuyendo a medida que la corriente aumenta y tiende a estabilizarse a partir de un

cierto valor de corriente.

Por ejemplo, según lo observado en la mayoría de resultados expuestos en este trabajo

de investigación, a partir del tercer nivel de falla, dónde la corriente de operación era de

4.2 A, equivalente a 3,5 veces la corriente de inicio de falla, configurada en el equipo de

protección; dicho valor tendía a ser estable y a partir de ahí los cambios en el tiempo de

respuesta a pesar de aumentar la corriente de falla, eran mínimos.

Por tal razón, se consideró realizar una serie de pruebas adicionales en el trabajo de

investigación que permitieran confirmar la aseveración hecha anteriormente. Así entonces,

en los dispositivos de protección A y B, se realizaron pruebas donde se llevó a cabo una

variación de corriente desde 1,2 A hasta 6,0 A; con pasos de 100 mA, para obtener una

curva de tendencia más precisa que a su vez confirme el comportamiento de las líneas de

tendencia utilizadas en los gráficos expuestos con anterioridad para relacionar los

diferentes tiempos de respuestas medidos en la etapa de pruebas.

Se expone entonces en la Figura 4-27 los valores de tiempo obtenidos a partir de 5 pruebas

con iguales parámetros, ejecutadas en el dispositivo A, operando con valores muestreados

obtenidos a partir de la Merging Unit A.



Figura 4-27: Curva de tendencia para el tiempo de respuesta en protección A en diferentes niveles de falla operando con SV.

Se observa que para los valores de falla más cercanos al valor para el cual se configuró la

operación de la función de protección, los tiempos de respuesta tienden a ser más

elevados, y van descendiendo paulatinamente a medida que aumenta el valor de la

corriente de falla.

Según la bibliografía y a su vez lo mencionado por los fabricantes de los dispositivos, las

pruebas de una protección de sobrecorriente instantánea o de tiempo definido, debe

realizarse con una señal que sea mayor o igual que tres veces la corriente configurada

para la operación del equipo. Esto, responde al por qué en la gráfica expuesta, tiende a

estabilizarse el tiempo de respuesta a partir de dicho valor de corriente de falla. A partir de

dicho nivel de falla, los tiempos tienden a cambiar mínimamente por lo cual es posible

establecer un tiempo de respuesta para el equipo de protección, partiendo desde el nivel

de corriente mencionado y en adelante.

Es preciso mencionar que, para el relé A se observó un comportamiento inusual a lo largo

de la ejecución de las pruebas, lo cual se evidencia en la desviación estándar obtenida

para los tiempos promedios medidos con dicho equipo; razón por la cual se entiende el

comportamiento inusual observado en algunos de los puntos expuestos en la anterior

gráfica y por ende la evidente separación entre algunos de ellos.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1,2 1,7 2,2 2,7 3,2 3,7 4,2 4,7 5,2 5,7Tie

mp

o d

e r

esp

ue

sta

en

mili

segu

nd

os

Magnitud de corriente en secundario [A]

Comportamiento del relé A en diferentes puntos de operación

Prueba 1 Prueba 2 Prueba 3 Prueba 4 Prueba 5

125

Por otra parte, en la Figura 4-28 se observan los tiempos obtenidos en este proceso de

pruebas ejecutado para el equipo de protección B, operando con valores muestreados

obtenidos a partir de la Merging Unit A.

Figura 4-28: Curva de tendencia para el tiempo de respuesta en protección B en diferentes niveles de falla operando con SV.

En esta ilustración, se observa una línea de tendencia más definida y por ende una menor

distorsión o distanciamiento entre los puntos que la componen, lo cual es usual si se

analizan los resultados obtenidos en las pruebas previamente realizadas a este dispositivo;

donde la desviación estándar obtenida para todos los tiempos de respuesta, se encontraba

por debajo de 1 milisegundo.

Adicionalmente, se observa en la gráfica que conserva la relación inversa entre corriente

y tiempo de respuesta, con los mayores tiempos en la menor corriente de falla y un tiempo

inferior cuando la corriente de falla crece. No obstante, a pesar de la afirmación hecha

sobre la estabilidad del tiempo de respuesta a partir de una falla con nivel de corriente que

triplica el valor configurado en el dispositivo; en este dispositivo se observa el valor se

estabiliza brevemente hasta llegar a un nivel de falla igual a 3,5 veces la corriente de

operación, donde ya estabiliza de manera definitiva.

0

5

10

15

20

25

30

1,2 1,7 2,2 2,7 3,2 3,7 4,2 4,7 5,2 5,7Tie

mp

o d

e r

esp

ue

sta

en

mili

segu

nd

os

Magnitud de corriente en secundario [A]

Comportamiento del relé B en diferentes puntos de operación

Prueba 1 Prueba 2 Prueba 3 Prueba 4 Prueba 5



En este caso, es preciso mencionar que cada equipo de protección tiene un

comportamiento y una operación particular, que depende en mayor medida de lo que el

fabricante busque suministrar al cliente con su dispositivo. Si bien se esperan

comportamientos con ciertas similitudes, a lo largo de las pruebas realizadas se evidenció

que los fabricantes prefieren dar prevalencia a ciertas señales y características del equipo,

razón por la cual, desde el momento de su diseño, la electrónica que lo compone y la

construcción del mismo, se fijan diferencias frente a dispositivos de similares

características ofrecidos por otros fabricantes.

Lo anterior, permite tener un mercado más diverso y diferentes tipos de dispositivos con

iguales funciones, pero que se ajustan a las características técnicas u operativas de ciertos

tipos de usuario.

127

5. Conclusiones y recomendaciones

5.1 Conclusiones

Las subestaciones eléctricas convencionales, cuentan con múltiples componentes en sus

sistemas de protección y control, al sumarle a esto las implicaciones que lleva la

implementación o adecuación del sistema para convertirla en subestación eléctrica digital;

se tiene un considerable incremento en componentes y características que la integran, lo

cual va desde los elementos hasta los protocolos de comunicación, señales y tipos de

señales que intervienen en el proceso. Por tal razón, es indispensable antes de

implementar un dispositivo de protección, una Merging Unit o la adición de un sistema,

determinar las exigencias técnicas y operativas de dicha subestación en su operación

actual, permitiendo una ampliación o modificación sin alterar o malograr su funcionamiento.

La ubicación de un equipo de protección en una subestación digital, debe estar

condicionada por las características de esta última, pues es quien fija los parámetros

técnicos y a pesar de que el dispositivo de protección sea interoperable por la adecuada

implementación del estándar IEC 61850, puede no contener o estar configurado con los

parámetros en los cuales opera el sistema.

Para el diseño y construcción de un esquema para pruebas de dispositivos de protección

ligados a una subestación eléctrica digital con bus de proceso, es indispensable conocer

los parámetros que se fijan en la IEC 61850-9-2, así como los demás parámetros sobre

estructuras de mensajes, sincronización de tiempo, protocolos de comunicación

soportados y demás características contenidas a lo largo de los capítulos que componen

el estándar IEC 61850. Adicionalmente, se requiere hacer una adecuada configuración de

parámetros en cada uno de los equipos a utilizar, incluyendo los equipos de comunicación

que funcionan como intermediarios para el tránsito de señales en la red de comunicación;



pues de tener una incompatibilidad entre los valores configurados, el sistema puede quedar

completamente inutilizado. Tras lo mencionado anteriormente, se evidencia que la

formación de un ingeniero o técnico electricista, requiere ampliar sus conocimientos en

áreas ligadas a las redes informáticas, tecnologías de la información y las comunicaciones,

digitalización o procesamiento de señales, y demás campos que puedan ser aplicados en

la planeación, diseño, construcción y puesta en marcha de una subestación eléctrica

digital.

Haciendo énfasis en los resultados obtenidos en las pruebas realizadas a los equipos de

protección, se observa que, a pesar de existir un retardo generado por el procesamiento

de la señal analógica a señal muestreada, en una Merging Unit; este, no representa un

riesgo para la operación del esquema de protección asociado a una subestación eléctrica.

Lo anterior partiendo de los retardos de tiempo obtenidos a partir del cambio de Merging

Units y el contraste de estos resultados, con aquellos obtenidos en la operación de un

equipo de protección convencional, alimentado por señales análogas.

Se destacó que, al tener dispositivos bajo prueba de fabricantes diferentes, no es posible

comparar los tiempos de respuesta entre ellos, pues existen diferencias en sus

componentes electrónicos y algoritmos de procesamiento, que establecen el desempeño

final del equipo; razón por la cual en síntesis, el desempeño tendrá diferencias notorias

entre los equipos. Esto fue probado, por ejemplo, cuando se observó que en uno de los

equipos la señal con el menor tiempo de respuesta fue aquella asociada a los contactos

físicos del relé, mientras que en el segundo dispositivo el menor tiempo se midió en una

señal transmitida mediante mensajería GOOSE hacia la red de comunicación.

Se observó que los dispositivos de protección en una subestación eléctrica con bus de

proceso, incrementan el tiempo final de respuesta en comparación con una protección

convencional; sin embargo, dicho retraso es de un nivel inferior a 2 milisegundos en el caso

de la protección eléctrica B, lo cual, en la función de protección probada, no representa un

riesgo para el sistema eléctrico en el cual se instale. Analizando los resultados y asumiendo

la hipótesis sobre de que el incremento en el tiempo está asociado al tráfico de información

en la red de comunicación, es posible reducir dicho retraso a partir de configuraciones más

precisas en los dispositivos que integren la arquitectura dispuesta para la subestación

eléctrica con bus de proceso. Normalmente, debido a la relevancia de las subestaciones

129

que integran los sistemas eléctricos de potencia, la protección de sobrecorriente suele

usarse como un respaldo de la protección eléctrica principal del sistema; razón por la cual

el incremento en el tiempo de respuesta, no es representativo en la adecuada operación

del esquema de protección.

El tiempo de procesamiento de la señal eléctrica en una Merging Unit depende de las

características constructivas del dispositivo ofertado por cada fabricante, sin embargo,

dicho tiempo se encuentra en el orden inferior a la unidad de milisegundos; y aun sumando

el tiempo de procesamiento de la Merging Unit digital y la saturación por tráfico de

información en la red, no se alcanza un valor representativo para el esquema de

protección, manteniéndose siempre en un orden inferior a los 1,5 milisegundos.

La elaboración de un índice que permite identificar el desempeño de un equipo de

protección que opera con bus de proceso en contraste con un dispositivo convencional

semejante o equivalente, permite al usuario identificar de manera más amigable que

dispositivos se ajustan o no a sus necesidades operativas. Por tal motivo, es indispensable

acotar adecuadamente dicho índice, estableciendo los límites y parámetros que lo definen;

con el fin de hacer que este sea muy comprensible y aplicable en la elección o diseño de

cualquier dispositivo o esquema de protecciones.

Para el diseño de un esquema de protecciones eléctricas que operen en una subestación

digital en la cual se cuente con bus de proceso, integrando en este las Merging Units

digitales, se recomienda realizar el diseño y pruebas, tomando como referencia el tiempo

de respuesta que se mide a partir del accionamiento de los contactos físicos en la Merging

Unit digital; dado que estos, son los tiempos finales que se encuentran en el instante previo

a el accionamiento del equipo de maniobra en la subestación eléctrica.

Finalmente, cabe concluir que los resultados obtenidos con los equipos de protección bajo

prueba, permitieron validar el diseño y construcción del esquema para pruebas propuesto

en la investigación, y a su vez, abren la puerta para replicar este tipo de ensayos en

dispositivos de protección que operen con otras funciones de protección relevantes para

el sistema de potencia, como son, la protección diferencial, protección de distancia,

protección de frecuencia, entre otras; con el fin de verificar si, a pesar de tener retardos de



tiempo muy bajos en las pruebas ejecutadas, estos podrían afectar o tener implicaciones

considerables en las otras funciones de protección.

5.2 Recomendaciones

Es fundamental, que previo a la realización de pruebas, propuesta, diseño o construcción

de un esquema para pruebas de protecciones eléctricas en una subestación digital, se

consideren las últimas actualizaciones en tecnologías y en estándares internacionales

relacionado con dicho proceso; por tal razón se sugiere que, antes de iniciar con una

propuesta, se dé inicio con la evaluación de las últimas tecnologías aplicadas a este tipo

de sistemas y se contrasten con las normativas vigentes, con el fin de parametrizar

adecuadamente las características técnicas y operativas del esquema de pruebas a

realizar, así como también los resultados que se espera obtener a partir de dicho esquema.

A partir del esquema de pruebas realizado, se percibe que en trabajos futuros puede

llevarse a cabo la inclusión de elementos o parámetros adicionales que no alteran la

funcionalidad del esquema, pero permiten evidenciar características funcionales de una

subestación eléctrica digital, que no fueron evaluadas en esta investigación. Como caso

concreto, se considera la inclusión de protocolos de redundancia en comunicaciones para

alta disponibilidad, según lo establece la IEC 62439-3 con los protocolos PRP y HSR,

considerados para comunicaciones en infraestructura crítica, como son las subestaciones

eléctricas.

De igual manera, si bien el esquema de pruebas tuvo como foco la evaluación del tiempo

de respuesta de protecciones eléctricas en una subestación con bus de proceso, el mismo

puede ser ampliado para la evaluación de IEDs de protección y control que hacen parte de

la subestación, así como de los equipos que hacen el proceso transmisión de información

hacia el centro de monitoreo, control y supervisión de una subestación eléctrica digital. En

este caso, el esquema debe extenderse hacia el nivel de bus de estación, incluyendo

parámetros, dispositivos y protocolos de comunicación que intervienen en este nivel; por

lo cual será necesario ampliar los atributos configurados en los dispositivos, así como

también los requisitos para los elementos que integren el futuro esquema de pruebas.

131

De los resultados obtenidos y el esquema de pruebas planteado, se sugiere ampliar la

aplicación de este último, en dispositivos donde se configuren funciones de protección

adicionales a las de sobrecorriente evaluadas en este trabajo. El objetivo de esta

ampliación, sería identificar el grado de impacto que tendrían las Merging Units en el

desempeño de otras funciones de protección necesarias en los sistemas de potencia, y

determinar a partir de relaciones porcentuales o índices de desempeño, los retardos o

problemas generados en los esquemas de protección, a partir de la inclusión de

dispositivos que hacen parte del bus de proceso, como son las Merging Units Análogas y

Merging Units Digitales.

Para la aplicación del índice diseñado en una función de protección diferente a la de

sobrecorriente instantánea o de tiempo definido, es necesario analizar adecuadamente los

tiempos de respuesta mínimos y máximos asociado a dicha función; debido a que, de dicho

análisis se parametriza el valor de tolerancia aceptable para el índice propuesto, y este se

puede verse alterado en caso tal en que el tiempo de respuesta sea semejante al retardo

que agrega el tráfico en la red de comunicaciones.

Ante los hallazgos evidenciados a lo largo del trabajo de investigación y el proceso de

pruebas realizado, es posible intuir que la implementación de bus de proceso en las

subestaciones eléctricas actuales, ser dará en un mediano a largo plazo debido, entre otras

razones a la complejidad de su implementación y el proceso de pruebas necesario para la

validación de su correcta operación. Sin embargo, este proceso puede verse acelerado

significativamente, si se aplican los hallazgos de esta tesis y otros fundamentos del actual

estado del arte, para la implementación en las nuevas subestaciones eléctricas.

Finalmente, sería prudente para mejorar los resultados de las pruebas, incluir una

evaluación o estimación del tiempo que se agrega a la respuesta final del sistema, a partir

del tráfico de señales en la red de comunicación, así como también el tiempo originado a

partir del procesamiento de las señales digitales en los equipos de comunicación como

Switch o Redbox, según sea el caso.

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ANÁLISIS DEL TIEMPO DE RESPUESTA DE UN SISTEMA DE