Protección y uso del sistema de control de NCIT y bus de procesos

Las subestaciones digitales están ganando terreno, con instalaciones comerciales del mundo real aceptadas entre los servicios públicos. Los principales facilitadores de esta tecnología son los transformadores de instrumentos no convencionales y las unidades de fusión independientes, que utilizan la comunicación de bus de proceso IEC 61850. La norma IEC 61850 ofrece mejorar la confiabilidad y resiliencia general de la subestación del siglo XXI mediante la comunicación digital. Recientemente se han mejorado la medición y el control de alto voltaje para ofrecer sensores de fácil instalación con salidas digitales directas que tienen una excelente estabilidad de precisión y una respuesta de frecuencia más rápida. Al pasar directamente a lo digital, estos sensores de última generación preservan la integridad de la señal y la facilidad de las conexiones mediante el uso de comunicaciones por fibra. A diferencia de los sensores ópticos anteriores que tenían algunas preocupaciones de confiabilidad, la introducción de un nuevo diseño de sensor de corriente de fibra óptica (FOCS) combina el aislamiento inherente del sensor de corriente óptica con sistemas redundantes para alimentar, procesar con precisión y emitir señales capaces de soportar directamente la automatización de la subestación. Estos sensores ópticos modernos incorporados en forma independiente utilizando aislantes de polímero modernos libres de petróleo o gas SF6, o integrados en otros equipos de energía como disyuntores de tanque vivos o muertos y subestaciones aisladas de gas, pueden utilizarse para simplificar la arquitectura de la unidad de fusión y cumplir con la promesa completa de 61850 a las empresas de servicios públicos y sus clientes.

La introducción de unidades de fusión independientes proporciona un enfoque equivalente para digitalizar las señales secundarias disponibles en el patio de distribución. Este enfoque también simplifica el modo de comunicación entre el equipo en el patio de distribución y los relés en el panel de control. En coherencia con la norma IEC61850 , las unidades de fusión virtualizan fácilmente cualquier señal CT o PT disponible hoy en día desde un sensor convencional. Al implementar estas unidades de fusión en el llamado bus de proceso, se puede prever el potencial completo de adherirse a la norma IEC61850.

Esta sesión analiza las variantes de aplicación básicas, los resultados y las experiencias de campo que involucran al NCIT, combinadas con la flexibilidad y modularidad de las unidades de fusión independientes para el sistema de E/S de bus de proceso. Además, el papel cubre las instalaciones de campo de la tecnología de sensores GIS y la disponibilidad de la implementación de 61850-9-2.

Se proporcionará una descripción general para mostrar los beneficios clave de la subestación digital que destacan la seguridad, la confiabilidad, la consolidación funcional y los impulsores de costos que conducen a los ahorros de los clientes. Las empresas de servicios públicos enfrentan una mayor demanda de información sobre la subestación y la subestación digital abre la puerta al intercambio de datos en tiempo real. Las tecnologías clave de la solución de subestación digital (relés, automatización avanzada de subestación y transformadores de instrumentos modernos) son las ventajas en las que IEC 61850/Ethernet se posicionan como facilitadores tecnológicos y no como obstáculos.

Las subestaciones digitales han evolucionado en las últimas dos décadas. La introducción del microprocesador en la automatización, protección y control de subestaciones ha revolucionado la industria de servicios públicos para bien y para mal. El empuje de una red tonta a una “red inteligente” ha permitido que el mundo digital se expanda mucho más allá del alcance tradicional de protección, control y SCADA. La visión ideal de conocer todos los aspectos de cada subestación en red en una red inteligente abre la oportunidad de tener información al alcance de la mano. Los desafíos siguen siendo el obstáculo de los estándares regulatorios de confiabilidad y seguridad cuando, en realidad, un sistema de automatización más inteligente y altamente inteligente puede hacer que la red sea mucho más confiable. El otro desafío es que el personal de servicios públicos lucha por encontrar el tiempo adecuado para investigar y explorar nuevas tecnologías que podrían cambiar el panorama de la red de control y protección del sistema de energía. Nuestros ingenieros de sistemas y protección más jóvenes y de próxima generación han vivido en el mundo digital toda su vida. A medida que la infraestructura obsoleta continúa desempeñándose de manera deficiente, el sistema tiene muy pocos conocimientos sobre si está funcionando o no, sobre la capacidad de tomar decisiones proactivas para limitar las interrupciones o los daños, restaurar al consumidor mucho más rápido y proporcionar la información post mortem para realizar las mejoras necesarias.

El último desafío es nuestra fuerza laboral envejecida y jubilada. La cantidad de conocimiento que deja nuestra industria anualmente es sorprendente. Volviendo al punto de la generación más joven, otro desafío es la lealtad de la compañía o deberíamos decir falta de lealtad de la compañía. Esto ha salido por la ventana hace mucho tiempo, donde los empleados más jóvenes de hoy en día no tienen el concepto de una vida en un solo empleador y, de igual manera, las empresas con la creciente presión comercial sobre el desempeño también han perdido la capacidad de retener al empleado más joven en tiempos difíciles. Desde una perspectiva tecnológica, la generación más joven ha crecido en el mundo digital. Intente quitarles su iPhone o Droid, ya que esto provocará un derretimiento. En toda seriedad, el mundo digital en la sociedad solo ha sido posible con la estrecha integración de la información, los recursos en una plataforma común (estándares abiertos) y la Ley de Moore que continúan demostrando que si no es posible hoy, la tecnología continuará avanzando haciéndola práctica mañana.

La subestación digital no es diferente. Los estándares abiertos ya están vigentes y han madurado hasta el punto de que diferentes fabricantes (algunos más que otros) interoperan en una plataforma común. La tecnología para la digitalización completa de la información del sistema de energía, así como la velocidad y el rendimiento del intercambio de información, permiten un rendimiento en tiempo real con una mejor precisión y abren las posibilidades para que se adopte la subestación digital. Hasta ese momento, ¿quién adoptará esta nueva tecnología? No es necesario que miren muy lejos, ya que nuestra generación más joven tiene la capacidad y, por cierto, han pasado toda su vida en la era digital, por lo que también son intrépidos a estos nuevos avances tecnológicos y son la clave para impulsar esta nueva tecnología para revitalizar la protección, el control y la automatización en la era moderna.

Sin estándares, volvemos a la década de 1990 cuando las soluciones patentadas dieron como resultado que un sistema de Hitachi Energy no se comunicara con un sistema de GE o en ese entonces, todos los productos de GEC se instalaban con módulos de interfaz de red (NIM) para al menos intentar tener información mínima disponible para los centros de control de red. Hoy en día, la industria puede apreciar la visión de John Burger de American Electric Power, que inició el movimiento en el mercado de los EE. UU. para migrar la industria a un estándar común. La historia de la iniciativa LAN de EPRI para UCA a IEC 61850 es un artículo en sí mismo, pero lo que ha pasado en los últimos veinte años cambió el panorama de los sistemas de control modernos de hoy y mañana.

La segunda jerarquía de comunicación introducida en el estándar de 2004 fue el bus de proceso según se define en IEC 61850-9-1 (unidireccional punto a punto) e IEC 61850-9-2 (bidireccional multipunto) con el fin de la comunicación entre los dispositivos de protección y nivel de bahía de control y transformadores de instrumentos modernos instalados en el aparato primario en el patio de interruptores. La edición 2 de IEC 61850 publicada en los últimos dos años, IEC 61850-9-1 se ha eliminado como su utilidad y aplicación cuando es limitada. IEC 61850-9-2 para los atributos principales de las comunicaciones de bus de proceso son los valores de medición de muestra (SMV) de transmisión en la que el sensor moderno digitaliza las mediciones de corriente y/o voltaje del sistema de energía en un paquete de valores de medición sincronizados comunicados a los dispositivos de protección y control. El estándar no define el tipo de sensor o los medios para la transformación digital, sino que define una unidad de fusión que recopila la información del sensor y prescribe un medio estándar para empaquetar y comunicar la salida.

El intercambio de valores muestreados entre estos sensores modernos o transformadores de instrumentos no convencionales (NCIT) y dispositivos electrónicos inteligentes (IED) para funciones de protección y otros fines permite el intercambio de información digital en tiempo real. La interconexión entre los sensores y los actuadores, que están físicamente conectados al proceso del sistema de energía, es el motivo por el cual el término “bus de proceso” se ha utilizado como la interfaz con los sistemas de protección y control. Esto permite la digitalización de la última milla en automatización de subestaciones que cumple con los estándares y trae consigo una amplia gama de beneficios en la Subestación Digital.

La tecnología de bus de proceso y NCIT tiene experiencia en una serie de seis subestaciones aisladas a gas (GIS) al aire libre con la tecnología de bus de proceso y NCIT instalada y puesta en marcha en 1999. Dado que la parte IEC 61850-9 de la norma no se lanzó hasta 2004, esta instalación temprana se basó en arquitecturas de comunicación patentadas. Sin perjuicio de eso, la experiencia en tecnología de digitalización y sensores fue invaluable y aún se utiliza hoy en día con unidades de fusión modernas compatibles con IEC 61850-9-2. El uso de redes de fibra óptica no solo elimina grandes partes del cableado de cobre, sino que también aumenta la seguridad operativa al aislar el primario del proceso secundario.

Las familias de sensores NCIT mencionadas anteriormente se basan en conjuntos redundantes de bobinas Rogowski para la medición de corriente y dos divisores capacitivos independientes para la medición de voltaje. La bobina Rogowski es un dispositivo que se utiliza para medir la corriente alterna. Comprende un bobinado toroidal donde el conductor que transporta corriente pasa a través del centro del toroide. La salida de corriente del sensor es un voltaje, que es proporcional al derivado de la corriente. La bobina Rogowski tiene un rendimiento superior y mejora la linealidad en un amplio rango dinámico, desde la medición hasta la protección, y aborda los principales problemas de los CT tradicionales del circuito abierto inductivo, así como el rendimiento de saturación durante las condiciones de falla. El sensor moderno tampoco contiene aceite, por lo que este equipo es ecológico y extremadamente seguro.

Diseñado con un diseño totalmente redundante de los sensores (incluidos los componentes electrónicos asociados), esto permite dos sistemas de protección completamente independientes y paralelos, lo que aumenta la disponibilidad de todo el sistema de protección secundario. Dado que los componentes electrónicos de los sensores pueden reemplazarse de forma independiente y sin necesidad de apagar todo el sistema de protección, las actividades de mantenimiento y reparación requieren menos tiempo y, debido a que no es necesario manipular piezas vivas, estas actividades de mantenimiento son mucho más seguras. El sensor GIS también ahorra espacio significativo a medida que se monta en el bus aislado de gas o en el buje del disyuntor híbrido en comparación con la necesidad de transformadores de corriente y potencial independientes o integrados que son mucho más grandes en tamaño, así como espacio adicional requerido en la disposición del patio de conmutación de la subestación.

Desde la primera instalación en 1999, se han instalado más de 300 transformadores de instrumentos no convencionales y sus componentes electrónicos en las subestaciones de Powerlink Australia. En particular, en más de 10 años de servicio, ninguno de los convertidores primarios ha fallado. Según los valores de experiencia, el tiempo medio entre fallas (MTBF) de los componentes electrónicos del sensor es de más de 300 años. Esto demuestra la confiabilidad extrema y la alta disponibilidad de los sensores, incluso en las condiciones ambientales muy exigentes del clima australiano.

En los sistemas eléctricos actuales, las corrientes en equipos de alto voltaje se miden utilizando transformadores de corriente voluminosos y pesados (la foto muestra CT llenos de aceite de 420kV) en diseños aislados con aceite o aislados SF6. Estos utilizan el principio de inducción electromagnética para generar una pequeña corriente secundaria, típicamente 5A o 1A nominal a corriente nominal, a partir de una corriente primaria, que luego sirve como entrada para relés de protección o medidores de energía. Dichos transformadores han representado el estado de la tecnología durante muchas décadas y operan de manera confiable bajo las condiciones adversas que se encuentran en una subestación al aire libre.

Sin embargo, además de su tamaño y peso, tienen una serie de deficiencias adicionales, la más importante de las cuales es que, como resultado de la saturación magnética y el ancho de banda limitado, la forma de onda de la corriente secundaria a menudo no es una imagen verdadera de la corriente primaria. Hace más de 40 años, se reconoció que el efecto Faraday podría ser la base de una tecnología nueva y mejor para la medición actual. Pero solo en los últimos 20 años la tecnología adecuada ha madurado lo suficiente como para permitir su uso como base comercialmente atractiva para aplicaciones de sensores de corriente de fibra óptica (FOCS). El notable progreso realizado por el negocio de las comunicaciones ópticas ha proporcionado muchos componentes que se pueden reutilizar para el FOCS, como fuentes de luz, fibra óptica, moduladores y fotodetectores.

Los sensores ópticos de corriente y voltaje han encontrado un interés significativo en los últimos años para su uso en la transmisión de energía eléctrica [1-3]. Particularmente, los sensores de corriente de fibra óptica se han vuelto bastante maduros y han estado encontrando aplicaciones comerciales no solo en sistemas de alto voltaje sino también en la industria, por ejemplo, en la medición de corrientes directas altas (CC) en la electroganancia de metales (aluminio, cobre, etc.) [4]. Los sensores ópticos ofrecen beneficios considerables en comparación con los transformadores de instrumentos convencionales. Están inherentemente libres de saturación magnética y típicamente tienen un ancho de banda de medición en el rango de kilohercios (determinado por la velocidad de datos). Pero también son factibles los anchos de banda en el rango de decenas o cientos de kHz. Como resultado, los transformadores de corriente de fibras ópticas proporcionan dentro de su rango de medición una imagen verdadera de la corriente primaria, también en caso de corrientes transitorias rápidas, corrientes de cortocircuito y corriente alterna (CA) con compensación de CC. Además, los CT ópticos son livianos y de tamaño pequeño. Esto hace posible operarlos no solo como dispositivos independientes, sino que uno puede integrarlos fácilmente en otros productos de energía. Se reducen la huella de la subestación y los costos de instalación. Otras ventajas son la seguridad mejorada (sin riesgo de circuitos de TC secundarios abiertos o falla catastrófica) y la amabilidad ambiental (sin aceite). Los sensores ópticos de corriente son inmediatamente compatibles con la comunicación digital moderna de la subestación, lo que ayuda a eliminar grandes cantidades de cableado de cobre.

Los sensores modernos de corriente de fibras ópticas se han desarrollado para su uso en transmisión de energía eléctrica, así como para la medición de CC alto CC en aplicaciones industriales. Los sensores de corriente de fibra óptica utilizan luz para deducir la magnitud precisa de la corriente que está creando el campo magnético. Los diseños de FOCS para subestaciones de alto voltaje incluyen FOCS integrado con DCB (disyuntores de desconexión), kits FOCS para integrarse con otros equipos de alto voltaje como tableros de distribución con aislamiento de gas y disyuntores de generador, y el sensor de corriente de fibra óptica independiente (FOCS-FS) que se ha ofrecido más recientemente en el mercado. La principal diferencia es que estos nuevos sensores modernos ahora proporcionan salidas directas a digitales, y no salidas analógicas como los diseños anteriores habían ofrecido.

Los diseños FOCS explotan el efecto Faraday, que define que las ondas polarizadas circularmente izquierda y derecha se propagan a velocidades ligeramente diferentes cuando viajan en un medio que está sujeto a un campo magnético [4-8]. Los componentes principales del FOCS son un módulo optoelectrónico (OE) o un módulo electrónico de sensor con potencial de conexión a tierra y una bobina de fibra de detección, que se enrolla alrededor del conductor de corriente.

El módulo OE incluye una fuente de luz semiconductora y un circuito de detección de bucle cerrado con un polarizador de fibra óptica, un modulador de fase óptica y un procesador de señal digital. El módulo envía dos ondas de luz con polarización lineal ortogonal a la bobina de fibra de detección. En la entrada de la bobina, un convertidor de polarización de fibra óptica transforma las ondas lineales en ondas de luz polarizadas circularmente izquierda y derecha. Estas ondas viajan a diferentes velocidades a través de la fibra de detección en el campo magnético (causado por la corriente) como resultado del efecto Faraday, y esto a su vez crea una diferencia de fase óptica. Las ondas se reflejan en el extremo de la fibra y vuelven a trazar su trayectoria óptica de regreso al módulo optoelectrónico donde interfieren en el polarizador.

La señal que resulta de la interferencia depende de la diferencia de fase y es medida por un fotodiodo. El circuito de control de bucle cerrado invierte el cambio de fase inducido por corriente mediante un modulador de fase de modo que la diferencia de fase de las ondas cuando interfieren en el polarizador siempre se mantenga en cero. La señal de retroalimentación al modulador es entonces esencialmente una imagen de la corriente primaria y la salida del sensor digital se deriva de esta señal. Una ventaja particular de este esquema de detección de bucle cerrado es que la señal es perfectamente proporcional a la corriente primaria en todo el rango de medición. La diferencia de fase de ida y vuelta de las dos ondas de luz es proporcional al número de bucles de fibra y la línea integral del campo magnético a lo largo de la trayectoria cerrada descrita por la fibra sensora. Los parámetros geométricos como el diámetro de la bobina o la posición del conductor dentro de la bobina de fibra no afectan la señal. Las corrientes fuera de la bobina tampoco tienen influencia.

El funcionamiento de la fibra de detección en modo de reflexión tiene la ventaja de que el sensor se vuelve inmune a las alteraciones mecánicas. El extremo de la bobina reflejado intercambia los estados de polarización de las ondas de luz. Como resultado, los cambios de fase inducidos por la vibración se cancelan entre sí durante un viaje de ida y vuelta de las ondas, mientras que la fase magnetoóptica no recíproca se desplaza al doble. El concepto básico del sensor se inventó en Hitachi Energy en 1992 y luego ha sido adoptado por otros.

Al seleccionar adecuadamente la cantidad de bucles de fibra, el rango de medición puede optimizarse para aplicaciones específicas. El sensor típico fabricado para aplicaciones de transmisión de potencia tiene un rango de ±180 kA. El rango de temperatura de funcionamiento del cabezal del sensor es de menos de -40 °C a 105 °C. El módulo de equipo original está diseñado para funcionar en un cubículo exterior con calefacción. Puede operarse con tres bobinas de fibra en paralelo para cubrir las tres fases que normalmente se encuentran en una instalación de alto voltaje.

El sistema FOCS está diseñado para cumplir con los requisitos de medición y protección en sistemas de transmisión de energía eléctrica de acuerdo con IEEE Clase 0.15s, IEC clases 0.2s y 5P, 5TPE . Para lograr dicho rendimiento, es esencial que los estados de polarización circular de las ondas de luz en la bobina de fibra se mantengan bien en todas las condiciones de funcionamiento y no se alteren, por ejemplo, por tensión mecánica que actúa sobre la fibra. Además, se debe tener en cuenta la dependencia de temperatura del efecto Faraday (0,7 % por 100 °C).Se han desarrollado técnicas que permiten empaquetar la fibra de detección de manera libre de estrés y compensar inherentemente la variación del efecto Faraday de la temperatura por medio del retardador de fibra que genera las ondas de luz circulares [8]. Las dos ilustraciones inferiores derechas representan gráficamente el método de compensación de temperatura.

Como se muestra a continuación, con estas medidas, la salida del sensor se vuelve independiente de la temperatura mucho menor que ±0,1 % en un rango de al menos -40 a 85 °C sin la necesidad de una compensación de temperatura adicional mediante la medición en T adicional. Incluso a 105 °C, la bobina del sensor sigue estando dentro de los requisitos de la clase de medición IEEE 0.15 y la clase de medición IEC 0.2.

El principio físico utilizado y la elección adecuada de los materiales, junto con la ausencia de efectos no lineales, definen una excelente previsibilidad y una relación perfectamente lineal de la señal FOCS con la corriente aplicada, que se muestra en las siguientes curvas.

La precisión general del sistema FOCS es independiente en el rango de corriente de medición, por lo que el mismo sensor puede diseñarse y usarse para la protección y medición en todo el rango dinámico de dispositivos de energía comunes. Además, el sistema mide solo los valores instantáneos de una corriente (más precisamente, en el caso del FOCS de Hitachi Energy, se mide la corriente promedio durante 700-800 nanosegundos), sin ningún efecto de la curva de “historial actual”. Por lo tanto, se puede utilizar el mismo sistema para la medición de corrientes CA y CC, así como para CA con compensación de CC.

El FOCS para aplicaciones en subestaciones de alto voltaje puede diseñarse como un kit de sensor trifásico redundante estándar que se muestra aquí que consiste en dos módulos optoelectrónicos, tres cabezales de sensor y los cables de fibra de conexión. Un módulo optoelectrónico (a veces también llamado módulo electrónico de sensor o convertidor secundario) aloja la fuente de luz y optoelectrónica para interrogar un conjunto de tres bobinas de fibra (3 fases). Cada cabezal del sensor (convertidor primario) de una fase determinada contiene dos bobinas de fibra. Los dos enlaces de fibra de cada cabezal del sensor están protegidos por un cable de fibra resistente y a prueba de roedores común. Los conectores de fibra en los módulos optoelectrónicos facilitan la instalación de FOCS, ya que no hay necesidad de empalme de fibra en el campo.

Este formato de kit (especialmente el diseño y las dimensiones de la cabeza del sensor) se puede proporcionar para la instalación dentro de equipos eléctricos como disyuntores de tanque muertos y vivos, y potencialmente incorporados en interruptores de desconexión y transformadores eléctricos para proporcionar detección de corriente.

Los resultados teóricos sí predijeron el rendimiento del diseño de FOCS en una prueba de aplicación en el mundo real en la que el FOCS se utilizó dentro de un disyuntor de tanque vivo (LTB) de Hitachi Energy. Esta excelente estabilidad de rendimiento del FOCS se verificó en una prueba de campo a una subestación de 420 kV durante un período de más de cinco años (que se muestra en los diagramas a la derecha son el resultado después de los primeros 3,5 años). La configuración de la prueba consistió en un sistema FOCS trifásico redundante (FOCS 1, FOCS 2) conectado a través de enlaces IEC61850-9-2LE a relés digitales y un CT convencional con núcleos de protección y medición que se utilizó como referencia. Los sensores ópticos se integraron en los disyuntores de tanque vivo HPL de 420 kV (consulte la siguiente foto del sitio).

El tamaño pequeño y fácilmente adaptable de una bobina de fibra del sensor de corriente permite integrar el sensor en productos de energía como el LTB, para un sistema FOCS trifásico redundante. Cada una de las tres carcasas de cabezal de sensor en forma de anillo contiene dos bobinas de fibra y se monta en el extremo superior del poste del disyuntor correspondiente. La trayectoria de corriente se modifica de manera tal que la corriente fluye a través de las bobinas. Los dos cables de fibra a las bobinas están en un cable de protección especial que es adecuado para la atmósfera de gas SF6 del disyuntor del tanque activo (LTB). El cable se lleva a tierra a través del espacio de gas y sale del poste del disyuntor a través de un alimentador hermético al gas. Dos módulos de equipo original trifásicos se montan en un cubículo cerca del disyuntor o se conectan al bastidor de soporte del disyuntor. Los enlaces IEC61850-9-2LE redundantes conectan los sensores a los relés de protección en la carcasa de control como se muestra aquí.

Esta solución tiene muchos beneficios:

• Instalación en la fábrica: La integración de los cabezales del sensor y los módulos de equipo original en el LTB se realiza en fábrica. El único trabajo de instalación restante que se realizará en el campo es configurar el cubículo para los módulos de equipo original e implementar los cables de fibra.
  
• El cabezal del sensor es parte del poste LTB y no interfiere con el conjunto LTB en el campo. De hecho, solo se necesitan cambios menores en los procedimientos de ensamblaje de LTB.
• No hay necesidad de un aislante adicional para llevar la fibra de alto voltaje a tierra.
• Cero huella: Se elimina el espacio necesario para una TC convencional o una TC óptica independiente. Esto reduce el tamaño de la subestación y ahorra costos de bienes raíces, especialmente cuando los sensores se combinan con disyuntores de desconexión. Esto puede eliminar casi la mitad de la huella de una instalación convencional.
• Ya no se necesitan los cimientos y las estructuras de soporte de la TC.
• La colocación exterior de los módulos optoelectrónicos cerca del LTB minimiza la longitud del cable de fibra del sensor requerido.
• La transmisión de señales ópticas digitales desde la electrónica del sensor a la función de control de la subestación a través de los enlaces IEC61850-9-2LE redundantes es inmune a la alteración. Se verificó que el diseño del LTB con un FOCS integrado cumple con las pruebas de tipo relevantes según lo definido por los estándares IEC. Las pruebas incluyeron pruebas de alto voltaje, pruebas T100 (es decir, verificación del funcionamiento del disyuntor a alta corriente y voltaje), pruebas de aumento de temperatura (aumento de temperatura a una corriente de 4000 brazos), así como pruebas de resistencia mecánica que consistieron en más de 10 000 operaciones de apertura y cierre del disyuntor.

Funcionamiento adecuado del sensor antes, durante y después de verificar las pruebas.

Los requisitos de solidez y confiabilidad se aplican a nuevas tecnologías, como sensores de corriente de fibra óptica. Por lo tanto, ya sea que se empaquete como un kit instalable, un sistema de HV independiente o esté integrado en disyuntores de HV, la tecnología FOCS ya se ha probado en los entornos hostiles de la industria de electroganancias y el uso de disyuntores durante un período de varios años. Las demandas de confiabilidad en las subestaciones de alto voltaje son algunas de las más estrictas, con poco o ningún mantenimiento o recalibración esperados durante toda la vida en el campo. Los sistemas confiables proporcionados al mercado hoy en día se han verificado en el FOCS y sus componentes mediante pruebas de envejecimiento acelerado y rendimiento a largo plazo internamente. Varias funciones de autodiagnóstico dentro de los módulos optoelectrónicos monitorean continuamente el funcionamiento del sensor para asegurar que la información de salida sea válida. Además, las instalaciones de campo precomerciales sirven para reunir experiencia en la instalación y puesta en servicio de la nueva tecnología y para demostrar su confiabilidad en condiciones de subestación.

Teniendo en cuenta el uso en el negocio de transmisión de potencia, los beneficios particulares de los sistemas FOCS son:

A. Alta precisión
Dentro del ancho de banda determinado por la velocidad de datos de salida, el sensor proporciona una imagen verdadera de la forma de onda de corriente primaria que no se ve afectada por la saturación o remanencia magnética. Los contenidos de CC de una corriente se registran correctamente. El sensor se dirige a aplicaciones de protección y medición.

B. Impacto ambiental reducido
El FOCS ahorra el aislamiento material de aislamiento, cobre y aceite para transformadores que constituyen un CT convencional correspondiente. Un CT de 550 kV, por ejemplo, puede tener un peso de aproximadamente 3.5 toneladas, que puede incluir 500 kg de aceite.

C. Capacidad de huella cero
El sensor no necesita ser un dispositivo independiente, pero puede integrarse o agregarse a otros productos de energía, como en disyuntores o en bujes que se muestran aquí.

La tecnología FOCS servirá como plataforma para otras aplicaciones de alto voltaje. El diámetro variable del cabezal de detección permite que el sensor se adapte fácilmente a equipos de alto voltaje, como tableros de distribución con aislamiento de gas (GIS) o disyuntores del generador. Al elegir el número de bucle de fibra adecuadamente, también se puede lograr una alta precisión a corrientes bajas, por ejemplo, en mediciones de corriente de secuencia cero. Las funciones nuevas o mejoradas de monitoreo y protección de subestaciones pueden ser consecuencia de la rápida respuesta del FOCS y su medición precisa de CA y CC transitoria.

El uso del FOCS en subestaciones HV significa que la medición se digitaliza directamente en la fuente y se transmite como una señal digital, a través del bus de proceso, a los IED de protección y control, así como a los medidores de ingresos. Esto elimina los tramos de cobre desde la subestación de regreso a la sala de control. Combinar los beneficios de la solución de sensor de corriente de fibra óptica con la capacidad directa a digital facilitará el desarrollo de subestaciones digitales y permitirá que la red sea más inteligente. También es más eficiente desde el punto de vista ecológico y está diseñado para minimizar la huella y mejorar la seguridad. Los nuevos diseños FOCS abordan los exigentes requisitos de rendimiento para la precisión en un amplio rango de temperaturas. Está inherentemente libre de saturación magnética, lo que lo hace ideal para capturar corrientes transitorias rápidas y corrientes de cortocircuito. El diseño compacto ayuda a reducir la huella de la subestación, ya que requiere un espacio mucho más pequeño en comparación con los transformadores de instrumentos convencionales. También es una solución ecoeficiente que no utiliza petróleo ni gas, lo que elimina el riesgo de explosión.

El FOCS es uno de una gama de transformadores de instrumentos no convencionales (NCIT) que pueden hacer que las subestaciones sean completamente digitales. Estos NCIT deben ser tan confiables como el equipo que se reemplaza, y son: Durante los últimos 30 años de experiencia laboral real, empresas como Hitachi Energy que trabajan para mejorar los sensores ópticos han adquirido una perspectiva única de cómo hacer que estos sistemas sean más confiables. Específicamente en los últimos años,solo  Hitachi Energy ha suministrado más de 650 instalaciones de FOCS en varias industrias con un excelente rendimiento de confiabilidad en el campo. El uso extenso de los NCIT hace que una subestación sea más simple, económica, pequeña y eficiente.

Si bien los NCIT son soluciones ideales para nuevas instalaciones, también es importante proporcionar soluciones de modernización para las actualizaciones de campo marrón. Para proporcionar un puente entre la tecnología tradicional y digital, se utiliza una unidad de fusión independiente (SAM). El SAM se utiliza para digitalizar las señales analógicas del transformador de potencial y del transformador de corriente en comunicaciones digitales. El SAM de AA se muestra funcionalmente en la siguiente figura.

Un sistema SAM600 combina mediciones de voltaje y corriente, que están disponibles en el bus del sistema SAM600, en una corriente que cumple con IEC 61850-9-2LE. Esta transmisión combinada IEC 61850-9-2LE está disponible en todos los puntos de acceso IEC 61850 en todos los módulos SAM600. El flujo que se fusiona en los puntos de acceso IEC 61850 está habilitado de forma predeterminada y se puede establecer a través de los parámetros de configuración. La fusión de flujos requiere que se cumplan ciertos criterios de calidad de los flujos disponibles en el bus del sistema SAM600. Si no se cumplen esos criterios, la fusión de flujo se desactiva.

Para máxima flexibilidad, el SAM es modular. Los componentes clave del SAM incluyen: Interfaz CT, interfaz VT y un módulo de sincronización de tiempo.

El SAM600-CT conecta cualquier transformador de corriente convencional con una interfaz secundaria de 1A o 5A. No se requieren CT interpuestos, ya que los parámetros establecen diferentes proporciones utilizando theSAM600. La corriente neutra según se indica en la corriente IEC 61850-9-2LE puede medirse directamente o calcularse como una suma de los valores trifásicos. Se proporciona una entrada binaria para señalar una condición de prueba en la corriente IEC 61850 9-2LE a través de un bit de calidad correspondiente para permitir condiciones de bloqueo en los IED que reciben la corriente 9-2LE. La entrada se puede cablear a un interruptor de prueba existente. La polaridad de la entrada binaria es configurable.

SAM600-VT interconecta cualquier transformador de tensión convencional con una tensión de entrada configurable entre 100V y 125V CA (línea-línea) en la interfase secundaria. La cadena de medición está calibrada y la temperatura está compensada. El voltaje neutro como se indica en la corriente IEC 61850-9-2LE se calcula como la suma de los voltajes trifásicos. Se proporcionan entradas binarias para las condiciones de prueba de señal en la corriente IEC 61850 9-2LE. Tres entradas, que pueden conectarse a los contactos secundarios de los MCB, se asignan previamente para indicar una falla del fusible por fase. Se proporciona una cuarta entrada para indicar una condición de prueba en la corriente. Esta entrada se puede cablear a un interruptor de prueba existente. La polaridad de las entradas binarias es configurable.

SAM600-TS proporciona sincronización de tiempo y funcionalidad de punto de acceso IEC 61850. Un sistema SAM600 puede ejecutarse en modo de ejecución libre o puede sincronizarse con una señal de pulso por segundo (1PPS). Por el contrario, SAM600 puede sincronizar a través de SAM600-TS otras unidades fusionadas o dispositivos IED a través de las cinco salidas 1PPS. SAM600-TS incluye dos puntos de acceso IEC 61850 adicionales que proporcionan transmisiones IEC 61850-9-2LE desde el sistema SAM600 hasta la protección y el control a nivel de bahía.

Los módulos SAM pueden montarse utilizando un riel DIN y normalmente se colocan en un panel de estación o en kioscos de transporte cerca del equipo primario. En la siguiente figura se muestra un kiosco de transporte con SAM redundantes.

Al adherirse al mismo estándar 61850, estas unidades de fusión tienen la capacidad de integrarse perfectamente con cualquier otro transformador de instrumento no convencional que sea compatible con el mismo estándar. Esta mezcla natural abre las posibilidades de aplicación de estos dispositivos.

Dicho enfoque modular para integrar los IED en el bus de proceso proporciona la flexibilidad adicional de enrutar las señales del sensor al IED de protección de la manera más optimizada. Abre varias soluciones de ingeniería nuevas para implementar nuestras filosofías de protección existentes. Un mejor ejemplo es la implementación de la protección descentralizada de la barra de bus.

Cada cable de cobre en una subestación es un riesgo potencial, ya sea de un circuito CT o PT o de un cable de control de CC de 125V. El circuito secundario del transformador de corriente altamente inductivo representa la mayor preocupación de seguridad. El peligro se produce cuando un cable del transformador de corriente energizado se desconecta sin saberlo. A partir de la teoría del circuito inductivo, la corriente que fluye a través de un circuito inductivo no puede cambiarse instantáneamente de