RESUMEN - En este artículo se presenta una metodología para utilizar la mensajería GOOSE de la Norma IEC 61850, en pruebas de esquema de protección de sistemas de potencia eléctrica, validando requerimientos técnicos y mostrando algunos aspectos relevantes que se deben tener en cuenta en su implementación. Adicionalmente, se analiza un caso estudio y las implementaciones realizadas en las Subestaciones Eléctricas de la Empresa de Energía de Bogotá.

I. INTRODUCCIÓN La Norma IEC 61850 ofrece soluciones

integrales a los requerimientos de los

modernos sistemas de automatización y

protección de sistemas de eléctricos,

permitiendo integrar en una sola red y

protocolo, los distintos niveles del sistema

(proceso, campo y estación). Está orientado

a la integración de forma estándar,

reduciendo la necesidad de utilizar

convertidores de protocolo, cables

eléctricos y minimizando los tiempos de

ingeniería, puesta en servicio,

mantenimiento y operación en dicha

integración.

Al establecer la norma una comunicación a

nivel de proceso y campo, permite un

mayor control del sistema y una

disminución considerable en el cableado

eléctrico, enviando la información requerida

en los IED’s por comunicaciones y es en

este punto donde en el presente artículo se

estudia dicha funcionalidad para realizar

pruebas de esquemas de protecciones en

los sistemas eléctricos.

La implementación debe ser cuidadosa,

debido a que se tienen que seguir

conservando las prestaciones operativas

convencionales de los sistemas eléctricos

clásicos como tiempos de operación,

seguridad, redundancia y confiabilidad.

La norma IEC 61850 más que ser un protocolo de comunicación, es un estándar de diseño para redes eléctricas. Aunque la

PRUEBAS DE ESQUEMA PROTECCIONES DE SISTEMAS DE POTENCIA

ELÉCTRICA BASADO EN IEC61850 A TRAVÉS DE MENSAJERÍA GOOSE

Autor/es: JUAN PABLO MORALES RIVERA, Ingeniero Electrónico, Especialista en Evaluación de Proyectos, RAFAEL ANTONIO SANCHEZ JIMENEZ, Ingeniero Electricista, Especialista Sistemas de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, JUAN CARLOS CARREÑO PEREZ, Ingeniero en Distribución y Redes Eléctricas, Especialista en Teleinformática, Magister en Ingeniería con énfasis en energías alternativas. Empresa o entidad: GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ Cargo: Asesores.

DATOS DE LA EMPRESA Dirección: Carrera 9 No 73 - 44 Código Postal: 110221 Teléfono: 57+1 326 80 00 E-Mail: jcarreno@eeb.com.co jmorales@eeb.com.co

rsanchez@eeb.com.co

PALABRAS-CLAVE: IEC 61850, GOOSE, HSR, PRP, Latencia, IED, Switch, sistema de transmisión nacional (STN).

GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ COLOMBIA Identificación del trabajo: 08 de Agosto del 2017.

Código de subtema: (T3-2)

finalidad de la norma es el poder centralizar, supervisar y controlar sistemas de potencia eléctrica, la principal diferencia con otras tecnologías es que su estructura es orientada y diseñada para estandarizar ingeniería, optimizar procesos de diseño y garantizar interoperabilidad entre los equipos integrados al sistema [1]. A partir de estas funcionalidades se puede aprovechar para la realización de pruebas de esquemas de protecciones, con el objetivo de minimizar tiempos de ejecución, errores humanos y mejorar los informes para el análisis de resultados. La documentación original de la norma IEC

61850 apareció en el año de 2004 e

inicialmente había sido diseñado para

sistemas de automatización de

subestaciones eléctricas. Sin embargo,

debido a su aceptación en el sector se

generó la necesidad de extenderla a otras

áreas de aplicación y orientado a cubrir

todo el sector energético. Es por esto que

en el 2012 la IEC genero la segunda

edición en la cual se vincularon algunas

omisiones, se realizaron aclaraciones, se

corrigieron errores de la primera edición y

se vincularon nuevas funcionalidades. En

particular la edición 2 de la norma IEC

61850 tuvo los siguientes cambios con base

en su primera publicación [4], [5], [6], [7]:

Aclaración de las especificaciones para

asegurar la interoperabilidad.

Flexibilidad de las especificaciones para

permitir diferentes implementaciones.

Requerimientos para redundancia de

comunicación para garantizar no perder

ningún dato ante fallas (IEC 62439-

3:2012).

Definición de mecanismos de seguridad

para IEC61850 (IEC 62531-6).

Consideración de sincronización de

tiempo de acuerdo con la IEEE 1588.

Modelo de dispositivos, adición de Nodos

lógicos.

Modelamiento de plantas de generación

hidráulica, eólica, energía distribuida y

calidad de la potencia.

Introducción de modos de prueba para

simplificar las pruebas y mantenimiento

del sistema.

Dentro del alcance del artículo se pretende

analizar y estudiar los métodos de prueba

propuestos por la norma IEC 61850 Ed.2 en

particular al uso de mensajería GOOSE

para las pruebas de esquemas de

protección en sistemas eléctricos.

Adicionalmente se presenta un caso de

estudio y las implementaciones realizadas

en las Subestaciones Eléctricas de la

Empresa de Energía de Bogotá.

Para abordar el tema, el documento está estructurado de tal manera que el lector tenga inicialmente una idea global de lo que es la norma IEC 61850 y que es la mensajería GOOSE. Continuando con un análisis más detallado del esquema de pruebas de protecciones eléctricas, en cuanto a la metodología y puntos importantes a tener en cuenta en su implementación y operación; finalizando con un caso de estudio de un sistema que ya se encuentra en funcionamiento para analizar su comportamiento. II. ANTECEDENTES Y ESTADO ACTUAL

La norma IEC 61850 a nivel mundial ha

tenido una aceptación bastante considerable y desde sus primeras implementaciones se llevan alrededor de diez años, en los cuales todo el gremio de energía incluyendo empresas del sector y fabricantes, han contribuido constantemente en la evolución y masificación tanto en proyectos nuevos como en modernizaciones.

En la actualidad varios fabricantes ya tienen implementados el protocolo IEC 61850 en sus equipos, tanto en IED’s como en dispositivos de red. Dentro de los fabricantes que ya cuentan con este desarrollo e implementación tenemos:

SIEMENS - Casa Matriz: Alemania.

HIRSCHMANN - Casa Matriz: Alemania.

OMICRON - Casa Matriz: Austria.

SEL - Casa Matriz: EEUU.

ALSTOM - Casa Matriz: Francia.

GE - Casa Matriz: EEUU.

ABB - Casa Matriz: Suiza.

Schneider Electric - Casa Matriz: Francia.

NR Electric - Casa Matriz: China. Actualmente la mayoría de las empresas transmisoras y distribuidoras del país y Latinoamérica realizan las pruebas del esquema de protecciones a través de cableado convencional, esto quiere decir

que intervienen los circuitos que están en servicio para realizar los esquemas de pruebas de mantenimiento asociado a las protecciones líneas en el caso particular de transmisión de energía. Con base en lo anterior, se corre el riesgo de cometer errores humanos y dificultad en encontrar fallas ocultas, que puedan ocasionar las diferentes intervenciones.

FIGURA 1. Esquema general interfaz relés de

protección. (Fuente: Elaboración propia).

En la Figura 1 se aprecia de forma general la información que intercambia un relé de protección con un equipo de prueba a través de cable eléctrico, transmitiendo: magnitudes análogas simuladas (corrientes y tensiones en condiciones normales de operación y de falla); y señales digitales (indicaciones de operación, alarma y falla). En este proceso se verifica que los relés operen conforme a las configuraciones pre establecidas. También se aprecia en la figura el intercambio de señales entre el dispositivo de protección con el sistema de potencia. En la Figura 2 se observa el cableado para la prueba de un Sistema de protección diferencial de barras realizada con el esquema convencional.

FIGURA 2 Montaje para pruebas protección diferencial de barras S/E Termo Candelaria 230kV (EEB, Marzo 2014)

A partir de lo expuesto y contando con en el desarrollo tecnológico que avanza constantemente en el sector energético y las comunicaciones, se desea cambiar el concepto de pruebas basándolo en la plataforma que modelo la norma IEC 61850, a través del remplazo de ese cableado convencional utilizado para pruebas en la implementación de mensajería GOOSE para verificación del estado de las protecciones y mantenimientos. El esquema inicialmente es planteado por OMICRON quien es pionero de equipos de pruebas e implementación de la norma IEC 61850 a nivel mundial. Sin embargo, el sector energético ha estado bastante conservador con su implementación, debido en parte a la dependencia de las comunicaciones que no es un conocimiento fuerte en el sector energético y que introduce por ende, una incertidumbre que no es fácil de asumir en un sector crítico como lo es el energético. Por tal razón, en este documento se dan las pautas y se presenta la metodología para la implementación de este tipo de esquemas de pruebas, presentando adicionalmente resultados que validan el funcionamiento adecuado y requerido de dicha configuración.

III. ASPECTOS GENERALES DE LA IEC 61850

La norma IEC 61850 define dentro de su fundamento la existencia de tres niveles de operación en un sistema de potencia eléctrico como se presenta en la Figura 3.

En esta prueba se debía verificar el disparo simultáneo de todas las bahías conectadas a la barra, pero la prueba estuvo limitada por el número de entradas físicas del equipo de inyección. Adicionalmente la intervención de dichos circuitos se realizó con mucha precaución y con chequeo cruzado lo que incremento los tiempos de ejecución de las

pruebas.

FIGURA 3. Modelo de interfaz de un Sistema de

Automatización de Subestaciones (SAS) [4],

[10]. (Fuente: Elaboración propia).

Partiendo de esta premisa y ha manera general, la norma a partir de las funciones de control y protección de la subestación crea unos objetos o modelos de información, los cuales se interconectan entre sí mediante servicios de comunicación que luego son relacionados (mapeados) en la plataforma de protocolo de comunicación utilizada [11]. La transmisión de información del protocolo IEC 61850 se realiza a través de varios servicios de comunicación (ver Figura 4), entre los más utilizados se tienen la transferencia rápida de eventos (GOOSE), la sincronización de tiempo (NTP, IEE-1588), transferencia de archivos, mensajes MMS, Sampled Values y gestión de Red (SNMP). Sin embargo, como está basado en una plataforma Ethernet pueden tenerse otros servicios adicionales dependiendo de los requerimientos propios del proyecto.

FIGURA 4. Servicios de Comunicación (Elaboración propia basado en [2])

A nivel del modelo OSI la norma plantea el esquema presentado en la Figura 5. La transmisión de información de operación se realiza a través de mensajes MMS, el cual es una especificación Internacional y se puede definir como un sistema de transmisión de telegramas normalizado para la intercambio de datos en tiempo real,

diseñado para alcanzar un gran nivel de interoperabilidad [2].

FIGURA 5. Esquema propuesto por la norma

IEC 61850 a nivel del modelo OSI [6]. (Fuente:

Elaboración propia).

Los datos de procesos se transmiten a través de menajes GOOSE o también nombrada como la transmisión rápida de eventos, se basa en la norma IEEE 802.1q [12] de Ethernet, utilizando la posibilidad de enviar a través de la red mensajes con un bit de prioridad, para transmitir información que requiera de mucha velocidad, como es el caso de los disparos y eventos requeridos para enclavamientos en los sistemas eléctricos [2].

En la Figura 6 se presenta el esquema de funcionamiento de la prioridad en los mensajes GOOSE, cuando es generado, al tener una prioridad mayor a las tramas comunes, este sobrepasa la cola de transmisión y el mensaje es enviado a la red, garantizando tiempos cortos en la transmisión en casos de tener avalancha de información.

FIGURA 6. Mensajes GOOSE con prioridad [7]. (Fuente: Elaboración propia).

Los mensajes del servicio GOOSE son de tipo Multicast, es decir, que son transmitidos a varios dispositivos de la red, los cuales están suscritos para recibir el mensaje y posteriormente procesarlos. Estos datos son organizados en un DataSet. Como la transmisión es de tipo Multicast no existe un proceso de acuso de recibo del

IHM

Impresora

Bahia

IED

Bahia Bahia Bahia Bahia

GPS

IED IED IED IED

GatewayGestión

Gestión

TRANSMISIÓN DE: MMS, GOOSE, NTP, IEEE 1588, TRANSFERENCIA DE COMTRADE, GESTION DE IED, SNMP, SAMPLED VALUES

TELEGRAMA

1

TELEGRAMA

2

TELEGRAMA

3

TELEGRAMA

N

TELEGRAMA

N+

1

GOOSEEV-RAPIDO

TELEGRAMA

N+

1

GOOSEEV-RAPIDO

TG

SOBREPASO LA COLA DE TRANSMISIÓN

BUFFER DE TELEGRAMAS NORMALES

telegrama, por lo tanto, se requiere de un mecanismo de repetición del mensaje para asegurar la transmisión óptima del telegrama. Esta retransmisión consiste en estar enviando repetidamente el mensaje GOOSE [13]. En estado estable el envío se realiza cada cierto tiempo como se presenta en la Figura 7; sin embargo cuando ocurre un evento nuevo (cambio de estado de la señal enviada), el intervalo de transmisión se acorta, y es progresivamente aumentado hasta llegar nuevamente al tiempo normal del ciclo en una relación según el ejemplo presentado de:

𝑡𝑠 = 2𝑁 × 𝑆 (1)

Con N= 1, 2, 3… para 𝑡𝑠 < 𝑍 y S=5ms. Donde Z representa el intervalo de ciclo de monitoreo GOOSE.

FIGURA 7. Transmisión de mensajes GOOSE. (Elaboración propia basado en [7]).

La Norma establece unos requerimientos para el correcto funcionamiento del sistema y más específicamente por los servicios que utiliza para la comunicación con cada uno de los agentes participantes en una red de este tipo. El tiempo de tolerancia requerido para cada servicio entre los distintos participantes se presenta en la Tabla 1. TABLA 1. Tiempos de tolerancia requeridos en los servicios IEC 61850. (Elaboración propia basado en [4], [7] y [8]).

IV. ESQUEMA DE PRUEBAS BASADO EN IEC61850

Con base en el funcionamiento de la mensajería GOOSE expuesta en la norma IEC 61850, una de las aplicaciones que se presenta en este artículo es su utilización en las pruebas de esquemas de protección. Teniendo en cuenta proyectos nuevos con tecnología que soporta IEC 61850 se plantea la siguiente implementación y utilización:

FIGURA 8. Metodología de implementación mensajes GOOSE en pruebas de esquema de protección. (Fuente: Elaboración propia). Para el caso de implementación en sistemas existentes que cuenta con tecnología que soporta IEC 61850 se puede tener en cuenta la siguiente implementación:

FIGURA 9. Metodología de implementación mensajes GOOSE en proyectos existentes. (Fuente: Elaboración propia).

La cantidad de señales que son requeridas por la prueba depende de la topología de la subestación eléctrica o del sistema eléctrico que se desea probar. Sin embargo, generalmente para la prueba de una protección de línea se tienen las siguientes señales requeridas:

Comunicación entre

participantes de una red IEC61850

Servicio Tolerancia de

recuperación de la aplicación

Tiempo requerido

para la recuperación de la

comunicación

SCADA a IED, cliente-servidor

IEC 61850-8-1 800 ms 400 ms

IED a IED Enclavamientos

IEC 61850-8-1 12 ms (con Tmin conf en 4 ms)

4 ms

IED a IEDRevertir Bloqueo

IEC 61850-8-1 12 ms (con Tmin conf en 4 ms)

4 ms

Disparo de Protección

excluyendo la diferencial de barras

IEC 61850-8-1 8 ms 4 ms

Proteccióndiferencial de barras

IEC 61850-9-2

en el bus de estación.

< 1 ms Conmutación instantánea

Sampled Values IEC 61850-9-2

En el bus de proceso

Menor a dos muestras consecutivas.

Conmutación instantánea

Disparo Fase A

Disparo Fase B

Disparo Fase C

Comando de Recierre 79

Envió 85-21

Envió 67N

Envió DDT

Disparo 86

Interruptor Cerrado

Como se muestra, las señales necesarias para verificar y documentar la prueba son parte fundamental en los circuitos de disparo de la bahía, por lo que la intervención resulta bastante cuidadosa y puede tener consecuencias graves en caso de que se cometa algún error en dichas intervenciones. Con base en lo anterior y con el objetivo de mitigar riesgos por la intervención de dichos circuitos y aprovechar la funcionalidad de la tecnología y norma IEC 61850, estas señales se envían por mensajería GOOSE para evitar la manipulación de estos circuitos y evitar errores humanos durante pruebas de rutina y mantenimiento. Al implementar una metodología de prueba con mensajes GOOSE se omitiría el intercambio de señales digitales entre el equipo de prueba y la protección. Adicionalmente se supera la limitante de entradas binarias que en algunas pruebas, como el caso presentado de diferenciales de barra son requeridas para documentar y validar adecuadamente la prueba de protección. El esquema de pruebas está basado en la topología de pruebas presentado en la Figura 10.

FIGURA 10. Esquema de pruebas de

protecciones con mensajes GOOSE. (Fuente:

Elaboración propia).

El principio de funcionamiento es publicar los mensajes GOOSE desde los relés de

protección, los cuales tendrán las señales que son utilizadas para la documentación de la prueba y para la validación de los algoritmos de protección. Luego de ser publicadas por el IED, el equipo de prueba se subscribe a dichos mensajes para realizar el esquema completo de protección y validar su funcionamiento.

V. SOLUCIÓN IMPLEMENTADA Actualmente en la Empresa de Energía de Bogotá se están diseñando los sistemas de comunicaciones de las Subestaciones Eléctricas basados en la Norma IEC 61850 y en particular se han diseñado un esquema para realizar pruebas de protecciones para las líneas de transmisión y aprovechar al máximo las funcionalidades que la Norma y la tecnología que ofrecen, modificando y mejorando el concepto de pruebas que está concebido en la mayoría de empresas transmisoras. El caso de estudio es realizado en una subestación existente que tiene la arquitectura de red presentada en la Figura 11.

FIGURA 11. Arquitectura de red caso de estudio. (Fuente: Elaboración propia).

La primera fase de implementación se basa en la publicación de mensajería GOOSE en los relés de protección de línea, como se explicó anteriormente la configuración consiste en definir la fuente y el destino del mensaje, sin embargo, como los equipos de prueba no estarán conectados todo el tiempo en la red se dejara la parametrización sin destino como se muestra en la Figura 12.

FIGURA 12. Publicación de mensajes GOOSE IED.

A partir de esta configuración se realiza la exportación del archivo .scd, el cual contiene la información de GOOSE del IED de protección, luego se procede hacer la importación en la plataforma de parametrización del equipo de prueba, en este caso particular OMICRON CM356 como se puede observar en la Figura 13.

FIGURA 13. Suscripción de mensajes GOOSE a OMICRON.

Continuando con la configuración del esquema se realiza la parametrización de las plantillas OMICRON para vincular estos mensajes en los informes y dentro de las secuencias de pruebas (Ver Figura 14).

FIGURA 14. Parametrización GOOSE en plantilla OMICRON.

Con esta configuración y realizando la conexión de red presentada en la Figura 10, queda completada la parametrización del esquema. A partir de esto, se procedió a ejecutar una prueba de protección distancia y particularmente una falla en la fase A Zona 1 (Ver Figura 15), con el objetivo de verificar la mensajería GOOSE validando su correcto funcionamiento.

FIGURA 15. Inyección falla Fase A Zona 1.

Adicionalmente se utilizó el software IEDScout para verificar las tramas en la red de comunicaciones y realizar un diagnóstico validando el funcionamiento correcto de la mensajería GOOSE, como se presenta en la Figura 15. Los tiempos medidos de transmisión a partir de los parámetros expuestos en la Figura 7, son S=1ms y Z=500ms.

FIGURA 16. Sniffer de la mensajería GOOSE red LAN.

Con el propósito de validar que los tiempos de la mensajería GOOSE estuvieran cumpliendo con los tiempos requeridos para pruebas presentados en la Tabla 1. Se realizó el cableado convencional al equipo de pruebas del disparo de la Fase A del interruptor, con el fin de medir el delta de tiempo entre el GOOSE y la señal generada con el contacto eléctrico, ya que al ejecutar la prueba en estas condiciones quedaban funcionando paralelamente. Esta prueba se realizó 10 veces arrojando los resultados que se presentan en el siguiente acápite.

VI. RESULTADOS Inicialmente se tienen que el valor teórico del tiempo que tardaría el envío del mensaje GOOSE desde la fuente (IED de protección) y el destino (equipo de prueba) contemplando la topología de red presentada en la Figura 10, está dado por la latencia del mensaje del pasar de un nodo a otro (de un IED a otro equipo de comunicación) y se calcula a partir de la siguiente expresión [14]: 𝑇𝑚 = (𝑇𝑃 × 𝑐1 + 𝑇𝑙 ) + (𝑇𝑃 × 𝑐2 + 𝑇𝑙 ) (2) Donde c1 y c2 son el puesto en la cola del mensaje en el nodo 1 y 2 respectivamente y el Tl es el tiempo de latencia de la tarjeta de comunicación que en la mayoría de los casos esta aproximadamente en 7 µs. El peor escenario para un mensaje, se obtiene al suponer el tamaño máximo de la trama. 𝑇_𝑚 = (123𝜇𝑠 × 2 + 7𝜇𝑠) + (123𝜇𝑠 × 2

+ 7𝜇𝑠 ) = 506𝜇𝑠 La latencia de la red a través de N nodos está dada por [14]: 𝑇𝑚 = ∑ (𝑇𝑃 × 𝑐𝑖 + 𝑇𝑙 ) 𝑁

𝑖=1 = 𝑁 × 𝑇𝑙 + 𝑇𝑝 × ∑ 𝑐𝑖𝑁𝑖=1 (3)

Para la prueba realizada, se tienen 7 dispositivos en una red PRP [9], lo que implica que en el peor de los casos, la transmisión de un mensaje desde el relé de protección hasta el equipo de pruebas, es a través de los 7 equipos, un mensaje tendría una latencia aproximada de:

𝑇𝑚 = 7 × 7𝜇𝑠 + 123𝜇𝑠 × ∑ 𝑐𝑖

𝑁

𝑖=1

𝑇𝑚 = 7 × 7𝜇𝑠 + 123𝜇× (1 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2)

𝑇𝑚 = 7 × 7𝜇𝑠 + 123𝜇𝑠 × (1 + 2 × 6) 𝑇𝑚 = 7 × 7𝜇𝑠 + 123𝜇𝑠 × (13) 𝑇𝑚 = 49𝜇𝑠 + 1599𝜇𝑠 𝑇𝑚 = 1648𝜇𝑠 = 1,648𝑚𝑠

El valor teórico de transmisión del mensaje

es de 1,648 ms. Ahora, teniendo en cuenta

los requerimientos de la Norma IEC 61850

y como se observa en la Tabla 1, el tiempo

máximo permitido para esquemas de

protecciones de línea es de 4ms con una

tolerancia de falla máxima de 8ms.

Teniendo en cuenta el esquema redundante

PRP a nivel de comunicaciones que se

presenta en el caso de estudio, el tiempo

máximo permitido debe ser de 4ms.

En la Figura 17 se presenta los resultados

de las 100 inyecciones de fallas (en total 17

casos de falla), midiendo el delta de tiempo

entre la señal GOOSE y la señal cableada

convencional.

FIGURA 17. Diferencia de tiempo Convencional Vs GOOSE. (Fuente: Elaboración propia).

Se obtuvieron las estadísticas en la Tabla 2, donde se observa que en promedio la transmisión de la mensajería GOOSE es de 0,871 ms obteniendo con los resultados de la prueba una desviación de 0,654 ms. TABLA 2. Estadísticas Convencional Vs GOOSE. (Fuente: Elaboración propia).

Estadística (ms)

Promedio 0,871

Máximo 3,012

Mínimo 0,098

Desviación 0,654

Tmax teórico 1,648

El valor máximo obtenido fue de 3,012ms que aunque se encuentra mayor al valor teórico, está dentro del margen estipulado por la norma. Este pequeño retardo puede darse por la variación en el procesamiento del evento, ya que el IED procesa tanto el envío de eventos como la ejecución del algoritmo de protección. En general la prueba permitió validar que la mensajería GOOSE cumple con los requerimientos de tiempos para las pruebas del esquema de protecciones, arrojando tiempos inferiores a 4ms. El modelo GOOSE que se ha descrito durante todo el documento, permite el desarrollo de esquemas de protección y de control de sistemas de potencia eléctrica, que ofrecen algunas ventajas significativas en comparación con los sistemas de cableados convencionales.

Uno de los principales beneficios hace referencia en la reducción de costos de instalación, la cual incluye varios factores como [15]:

Reducción de costos debido a la sustitución de cables de control por cables de fibra óptica.

Reducción de costos debido a los requisitos para las pruebas de todas las interfaces cableadas, contra las pruebas de los mensajes GOOSE basados en herramientas de software avanzadas.

Como se ha presentado extrínsecamente durante el artículo, los tiempos de ejecución de las pruebas como pueden ser unas “End to End” se reducen considerablemente, ya que se evita el cableado de las señales digitales para la validación de las pruebas y al no intervenir los circuitos eléctricos, la validación para la normalización de la bahía se minimizan tanto en tiempo como en complejidad. Otro aspecto a tener en cuenta es la flexibilidad y escalabilidad que permite su implementación, ya que en caso de requerirse información adicional o una expansión del sistema su impacto es mínimo al ser configuración de software y no tener que intervenir cableado eléctrico.

VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Se comprobó que los tiempos de la mensajería GOOSE para el caso particular de pruebas de esquema de protecciones, cumplen con los requerimientos de la Norma IEC 61850 siendo menores a 4ms. A partir de la implementación de la mensajería GOOSE para funciones de protección, se presenta un ahorro en el tiempo de ejecución en las pruebas de mantenimiento de protecciones. Esto debido a que se evita el cableado de las señales digitales, hacia el equipo de inyección para la validación de las pruebas. Con el esquema de pruebas propuesto en el presente artículo, al no intervenir todos los circuitos eléctricos se reduce la complejidad y se mitigan errores humanos, que pueden darse en la normalización de los circuitos intervenidos, en comparación a realizar el esquema convencional.

En el caso de implementar funciones de protección a través de mensajería GOOSE, se recomienda utilizar topologías de comunicación redundantes para incrementar la probabilidad de determinismo de la red de comunicaciones. Para el uso de protocolos RSTP y HSR, se recomienda que los anillos no excedan los 15 IED y/o garantizar una latencia máxima de 4ms. Durante el comisionamiento se recomienda realizar las pruebas convencionales y paralelamente las propuestas por mensajería GOOSE, con el propósito de validar la operación de los dos esquemas y así posteriormente realizar las pruebas del esquema de protecciones de mantenimiento con mensajería GOOSE. Para un mejor desempeño de la red de comunicaciones en la mensajería GOOSE, se recomienda implementar VLANs con prioridad para las diferentes señales utilizadas en el esquema de protecciones, además de asegurar la configuración de las mismas en los switch de comunicaciones, brindando Calidad de Servicio al esquema.

VIII. REFERENCIAS

[1] R. E. Mackiewicz , Member, IEEE,

“Overview of IEC 61850 and Benefits”, 2006 IEEE.

[2] J.Carreño, D.Lopez, O.Salcedo, “Methodological Considerations And Criteria (Technologies To Be Considered) When Designing And Implementing The IEC 61850 Protocol For Automation And Protection Of Electric Power Systems”, Artículo de Investigación Redes de Ingeniería, 2012.

[3] A. Behrouz, C. Coombs, S. Chung. “Transmisión de Datos y Redes de Comunicaciones”, McGraw-Hill, 2ª edición, Universidad Carlos III de Madrid, Universidad de Granada, pop 22-34, 2002.

[4] INTERNATIONAL STANDAR IEC 61850-5 Segunda Edición, pop 10-54, 125-130. 2012.

[5] INTERNATIONAL STANDAR IEC 61850-7-1 Segunda Edición, pp-20-85. 2012.

[6] INTERNATIONAL STANDAR IEC 61850-7-2 Segunda Edición, pp15-30. 2012.

[7] INTERNATIONAL STANDAR IEC 61850-8-1 Segunda Edición, pop 15-25, 65-80. 2012.

[8] INTERNATIONAL STANDAR IEC 61850-9-2 Segunda Edición, pop 17-23, 2012.

[9] INTERNATIONAL STANDARD IEC 62439-3:2012/FDIS, Industrial Communication

Networks – High Availability Automation Networks, Part 3: Parallel Redundancy Protocol (PRP) and High-availability Seamless Redundancy (HSR), 2012.

[10] Nicholas Hornet, Wu Liming, Nicholas Ether den, Lars Nordstrom, “Application of the IEC 61850-7-420 Data Model on a Hybrid Renewable Energy System”, 2011 IEEE.

[11] Salman Mohagheghi, Member, IEEE, Jean-Charles Tournier, Member, IEEE, James Stoupis, Member, IEEE Laurent Guise, Thierry Coste, Claus A. Andersen, Jacob Dall, “Applications of IEC 61850 in Distribution Automation”, 2011 IEEE.

[12] IEEE STD 802.3-2005, IEEE Standard for physical layer and data link layer's media access control (MAC) of wired Ethernet, IEEE, 2005.

[13] D.S. Ouellette, M.D. Desjardine†,P.A. Forsyth, “Using a Real Time Digital Simulator to Affect the Quality of IEC 61850 GOOSE and Sampled Value Data”, 2010 IEEE.

[14] RuggedCom Inc. I 30 Whitmore Road, Woodbridge, “Latency on a Switched Ethernet Network” Application Note 8, Abril 2008

[15] A. Apostolov, B. Vandiver, “To GOOSE or Not to GOOSE? ? That is the question”, pacworld, Junio 2015.