IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2023 - 33

Originalmente, fue diseñado como un mensaje no enrutable
utilizado dentro de la subestación en la red de área local. El
éxito del uso de los mensajes de GOOSE para aplicaciones
de protección de la subestación hace que los mensajes sean
atractivos para los IED en los sistemas de protección de área
amplia. Estas son aplicaciones que imponen distintos requerimientos
para la comunicación entre pares.
Si bien los mensajes de GOOSE ya se han utilizado en
aplicaciones de protección y automatización fuera de la subestación,
el hecho de que se transmitan en redes de área amplia
hace que sean vulnerables ante ciberataques. Para enfrentar
estas preocupaciones, el Grupo de Trabajo 10 del Comité Técnico
57 de la CEI desarrolló el informe técnico 61850 90-5 de
la CEI, que define la comunicación de las PMU y los mensajes
de GOOSE en redes de área amplia. La disponibilidad de
comunicación segura entre pares permite el uso de mensajes
GOOSE enrutables (R-GOOSE) en sistemas distribuidos de
protección de área amplia, el intercambio bidireccional de información
entre IED de cambio, el controlador del sistema de
protección de área amplia para el monitoreo del sistema eléctrico
y la ejecución de medidas requeridas para aislar las secciones
con fallas y mantener la estabilidad de la red de energía
eléctrica. El R-GOOSE descrito anteriormente tiene distintas
aplicaciones en los SIPS. Brinda importantes beneficios para
las aplicaciones distribuidas de área amplia, en especial cuando
se basan en tecnologías de comunicación inalámbrica. Las
características de ciberseguridad definidas en 61850-90-5 de
la CEI y 62351 de la CEI otorgan un alto nivel de seguridad,
que es un requerimiento clave para los SIPS. Los mensajes
R-GOOSE se pueden utilizar en comunicación horizontal y
vertical en los SIPS jerárquicos.
Ejemplos de SIPS
Statnett, Noruega
Statnett, el gestor de redes de transmisión (GRT) de Noruega,
usa SIPS a fin de mejorar la capacidad de intercambio, mejorar
la capacidad de transmisión y aumentar la confiabilidad
del suministro eléctrico. Los SIPS reducen las consecuencias
de una falla y es posible aumentar el flujo eléctrico en
el sistema sin aumentar el riesgo de sobrecarga. El uso de la
protección del sistema también puede posponer la necesidad
de nuevas líneas. En caso de disparos en la línea crítica y
sobrecargas en la línea, Statnett utiliza la desconexión automática
de la producción y la carga, los cambios en el flujo de
las conexiones HVdc en Dinamarca y Países Bajos y disparos
automáticos del interruptor para dividir las redes y así mantener
la energía en la red y los flujos eléctricos dentro de límites
específicos. El valor de los SIPS en el sistema eléctrico de
Noruega es alto y ocasiona mayores ingresos y menores costos
mediante el aumento de la transferencia y la capacidad de
intercambio. También brinda mayor seguridad al sistema y,
en general, un mejor uso de las fuentes de energía. Se estima
que los ingresos debido al aumento de la capacidad de intercambio
a partir de los SIPS es de € 25-50 millones. Statnett
mayo/junio 2023
abarca los gastos del propietario, el productor y el consumidor
de la red, relacionados con el SIPS. La figura 8 ilustra
el diseño de un SIPS utilizado para reducir la generación en
caso de un disparo en la línea de transmisión. Las cajas amarillas
detectan un disparo en la línea y la caja roja detecta
una sobrecarga en una línea crítica. Luego, la lógica activa o
reduce la generación para evitar disparos en la línea debido a
sobrecargas en las partes débiles del sistema.
Las consecuencias de una activación fallida de los SIPS
pueden ser graves. Hasta ahora, Statnett no ha atravesado
eventos graves. Han ocurrido algunos eventos pequeños. Listamos
algunos ejemplos a continuación:
✔ Activaciones innecesarias de las unidades de generación:
estas desbalancean el sistema, ejercen presión en
las instalaciones de producción y requieren compensación
por parte de Statnett.
✔ Activaciones innecesarias de grandes consumidores, normalmente
fundidoras de aluminio: estas ocasionan que se
pierda la producción industrial, un desbalance en el sistema
y requieren compensación por parte de Statnett.
Estos eventos son desafortunados y tienen su costo, pero las
consecuencias no son tan graves, después de todo.
En partes del sistema eléctrico de Noruega no operado
por Statnett, se han hecho intentos para implementar los
SIPS mediante la programación del sistema SCADA. Esto
ha demostrado ser una solución bastante inestable, lo que ha
ocasionado disparos no deseados del SPS. Statnett no recomendará
este tipo de solución.
TEPCO, Japón
La red eléctrica TEPCO, uno de los GRT japonenses, ha
aplicado el UFLS para evitar apagones. Al igual que los
SIPS locales, la lógica centralizada con transmisiones digitales
en las subestaciones inicia la activación de alimentadores
en caso de detectar subfrecuencias y disminución de
la RoCoF. El UFLS funcionó según su diseño para la caída
de muchos generadores luego de importantes terremotos tres
veces en los últimos 40 años, incluidos 2011, 2021 y 2022.
Desde la integración de las FED, principalmente en el
nivel sub-T&D, ha crecido significativamente, el UFLS
puede aliviar a los alimentadores que tienen flujo eléctrico
inverso, lo que presenta la degradación de la recuperación de
la frecuencia esperada por el programa de UFLS. El ajuste
de las configuraciones del UFLS se realiza mediante información
de EMS. Las señales al SIPS local del SIPS global se
envían mediante una red de comunicación CEI 61850, como
se detalla en la figura 9. El UFLS existente tiene una lógica
de protección para detectar el RoCoF a través de la medición
de la duración entre dos niveles de subfrecuencia durante la
caída de frecuencia, en vez de detectar el diferencial de la
frecuencia respecto del tiempo. La lógica actual es confiable
para la desviación temporal de la frecuencia durante la
oscilación, pero puede restablecer la detección del RoCoF
de manera inesperada, como se ilustra en la figura 10. Se ha
estudiado y puesto a prueba la lógica mejorada con el uso de
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