La definición de una base común de buenas prácticas y recomendaciones para el desarrollo de sistemas de protecciones y control en el sistema eléctrico nacional es el principal elemento que destacan los especialistas de la Guía Técnica de Aplicación para la Planificación y Diseño de estos equipos, que fuera desarrollada en 2017 junto a especialistas de distintas empresas coordinadas, y que fue publicada en su versión final en enero de este año por el Coordinador Eléctrico Nacional.

El documento, según los analistas consultados por Revista ELECTRICIDAD, muestra cómo las tecnologías de protecciones y control contribuyen al cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Suministro en el actual escenario de interconexión nacional que opera desde fines de 2017.
Estandarización

Luis Morán, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Concepción, señala que la guía técnica “es una buena herramienta para definir las exigencias mínimas que puede tener un sistema de protecciones en alta tensión, indicando cuáles son las protecciones mínimas necesarias que se deben incorporar para garantizar la seguridad en la operación y durante fallas en el sistema eléctrico nacional”.

A su juicio se pone el acento en los tiempos “para despejar las fallas que puedan ocurrir en el sistema de alta tensión, así como en la coordinación que debe existir entre las protecciones, de manera de garantizar que siempre sea la protección más próxima al punto de falla la primera en despejar, además de tomar en consideración la operación de los sistemas de protecciones para dar mayores garantías de estabilidad a los sistemas eléctricos”.

“La guía abarca todo el sistema de protecciones, principalmente de los relés, que son los dispositivos encargados de detectar las condiciones de falla de un sistema eléctrico y así tomar las acciones pertinentes, ya sea en dar una alarma o generar una señal al interruptor para desconectar la parte dañada del sistema”, agrega el académico.

Para Alfredo de la Quintana, gerente general de Conecta Ingeniería, uno de los puntos relevantes del trabajo hecho por el organismo coordinador es establecer “una base común de buenas prácticas y recomendaciones para el desarrollo de estos sistemas de protecciones y de control, lo que permite que dichos sistemas se desarrollen en forma homogénea con independencia del propietario de las instalaciones”.

“Actualmente se observa un gran desarrollo del estándar IEC 61850, mismo que aplica en un ámbito amplio de los sistemas de protecciones y de control. Asimismo, en los próximos años veremos también una introducción cada vez más frecuente de la tecnología de medida denominada merging units”, indica el ejecutivo.

Esto también es destacado por Patricio Mendoza, académico e investigador del Centro de Energía de la Universidad de Chile, pues sostiene que también se detallan prácticas, “desde las funciones de protección específicas que se recomiendan para cumplir con la norma, así como los estándares para compartir información técnica relacionada con eventos y fallas”.

“Existe suficiente estandarización actualmente (en términos de intercambio de información y protocolos de comunicación) que permiten al Coordinador sugerir cierta interoperabilidad entre coordinador y coordinados. La gran mayoría de los equipos disponibles hoy, en efecto, pueden cumplir con lo que la guía menciona”, afirma el académico.

La estandarización también es valorada por Patricio Robles, académico de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso, quien indica que el documento considera “como referencia normas internacionales, entre otras, el estándar IEEE.C37.113 para funciones de protección de distancia en líneas de transmisión, normas ANSI 94 y 86 para relés auxiliares y maestro, respectivamente, e IEEE C37.111 para formatos de registros oscilográficos de falla”.

En su opinión la compatibilidad entre sistemas de control y comunicaciones de las distintas empresas que participan en la operación de esta red redunda en la confiabilidad requerida para transmisión de datos y acciones de control coordinadas, por lo que resalta lo establecido en la norma IEC 61850, “que es un estándar que además de definir los protocolos de comunicaciones, especifica la arquitectura, configuración, modelo de datos, requisitos técnicos y mecanismos de pruebas de conformidad y calidad”.

Comunicaciones

Para Luis Morán otro punto a destacado en la guía técnica “es la capacidad de comunicación que deben tener los equipos que se usan en sistema de transmisión sobre los 220 kV, siendo una exigencia positiva”.

En esta línea Patricio Mendoza añade que el documento menciona la redundancia de las comunicaciones, “y como esta se puede implementar con una misma tecnología o tecnologías complementarias (por ejemplo, fibra óptica y micro-ondas), por lo que la adopción de estándares de comunicación es de suma importancia para asegurar interoperabilidad. Por ejemplo, muchos dispositivos de protección hoy cuentan con soporte para el protocolo IEC 61850, muy popular en la interoperabilidad de equipos de subestaciones”.

“Una tendencia mundial es que los dispositivos de protección interactúen con sistemas de monitoreo y control, todo mediante las plataformas de comunicación, como por ejemplo el concepto de Wide Area Monitoring, Protection and Control (Wampac), el que ha sido tema de investigación relativamente reciente, donde justamente convergen el monitoreo, protección y control”, añade el académico.

Patricio Robles coincide con esta visión, señalando que los equipos de protección basados en tecnología digital que tengan adecuados canales de comunicación con los centros de control permiten procesar las variables del sistema eléctrico como tensiones en barras en magnitud y en fase, flujos de potencia, frecuencia, corrientes y tensiones de secuencia positiva, negativa y cero, asegurando confiabilidad y calidad en la transferencia de estos datos desde distintos puntos del sistema hasta los centros de control”.

Equipos de alta tensión en subestación Nueva Charrúa de Transelec. Foto: Gentileza Transelec.

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Recuadro
Lo que plantea la guía

Según se informó en el sitio Web del Coordinador Eléctrico Nacional, la Guía Técnica para Planificación y Diseño de Sistemas de Protección y Control busca “aportar y complementar las exigencias vigentes de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) en la materia, abarcando todas las instalaciones de transmisión sobre 200 kV”.

En el documento se explicitan los requerimientos generales de desempeño esperados para los Sistemas de Protección y Control, “además de incluir esquemas o funciones de protección mínimas necesarias de acuerdo a las características de los diversos elementos del sistema eléctrico”.

Los requerimientos mínimos que se incorporan son los esquemas de respaldo para falla de interruptor; el registro oscilográfico de perturbaciones y fallas, y los sistemas de comunicación con fines de teleprotección.

“Con ello se busca estandarizar e incorporar las mejores prácticas en cuanto al registro y análisis de eventos y fallas en los sistemas eléctricos, y en el diseño de control y comunicaciones que dan soporte a los sistemas de protección, dada la importancia de estos últimos para resguardar la seguridad del sistema interconectado frente a fallas”.