Sincronización de tiempo en subestaciones

En una subestación la hora no es un detalle de configuración. Es la única forma de saber qué ocurrió primero.

El Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad lo reconoce en un solo artículo, el 228, y lo despacha en dos frases. El Centro de Control de Energía establece la referencia horaria para el registro de todos los eventos y actividades vinculadas con la operación en tiempo real del sistema, y los Agentes del MEM están obligados a usar esa referencia.

Eso es cuanto dice la norma dominicana sobre la hora del sistema. No fija una exactitud, no nombra un método y no describe cómo se comprueba que un equipo la esté usando de verdad. Lo comprobamos sobre el texto completo, y en sus 466,891 caracteres no aparece ni una sola vez la palabra reloj, ni GPS, ni UTC, ni milisegundo, ni estampa de tiempo, ni secuencia de eventos.

La obligación existe, entonces, y el cómo queda del lado del diseño, que es donde entra nuestro trabajo en sistemas eléctricos de transmisión. Ese hueco es el tema de este artículo, porque es donde se decide si el día de una falla tendrá usted una secuencia de eventos o una colección de archivos que no se dejan ordenar.

Por qué el reloj es infraestructura y no un accesorio

Un relé de protección no toma decisiones lentas. Actúa en milisegundos, y al actuar escribe lo que hizo con la hora que tenga puesta en ese instante.

Cuando la falla involucra a un solo equipo, la hora casi da igual. El relé registra su propia secuencia interna con su propia base de tiempo y esa secuencia es coherente consigo misma. El problema aparece en cuanto hay dos equipos, porque entonces la pregunta ya no es qué hizo cada uno, sino cuál de los dos actuó antes.

Esa pregunta no se responde con los datos de ninguno de los dos por separado. Se responde comparándolos, y compararlos exige que los dos estén midiendo sobre la misma escala. Si cada relé lleva su hora por su cuenta, lo que se obtiene no es una secuencia con un margen de error, es una secuencia que puede estar invertida sin que nada en los archivos lo advierta.

Ahí está la diferencia con casi cualquier otro parámetro de una subestación. Una medida de corriente mal calibrada da un valor equivocado y se nota al contrastarla. Una hora mal sincronizada no da un valor equivocado, da un orden equivocado, y el orden es justamente lo que separa la causa del efecto en un análisis de falla.

Lo que la norma dominicana sí dice, y lo que deja abierto

Conviene leer el Reglamento completo antes de decidir qué exige y qué no, porque en la práctica pide dos cosas distintas que se suelen confundir.

La primera es la referencia común del artículo 228, que ya citamos. Es una obligación de alineación, no de exactitud. Dice de dónde sale la hora oficial del sistema y ordena a todos usarla, y no entra en con qué tecnología se distribuye ni con qué error se admite.

La segunda son los plazos, y esos sí son explícitos. El artículo 215 obliga al Centro de Control de Energía a entregar al Organismo Coordinador y a la Superintendencia de Electricidad, dentro de las 24 horas siguientes a la indisponibilidad forzada de una instalación del SENI, un informe detallado que establezca la actuación de las protecciones, los registros de frecuencia, los registros de tensiones y demás datos relacionados que permitan esclarecer el hecho. El artículo 226 aprieta todavía más los tiempos para las perturbaciones importantes, con 30 minutos para que el agente informe y 60 minutos para el informe inicial del CCE. Y el artículo 230 fija 2 horas para el informe preliminar y 48 horas para el detallado cuando la interrupción alcanza o supera el 10% de la demanda del SENI.

Puestos uno al lado del otro, los cuatro artículos dibujan una situación bastante clara. La norma mide en minutos y en horas lo que hay que entregar, obliga a que todos trabajen sobre una misma referencia horaria, y guarda silencio sobre la exactitud con la que hay que sellar los eventos que componen esa entrega.

No es un olvido del legislador ni un defecto que haya que denunciar. Es el reparto habitual entre norma y diseño, donde el Reglamento fija el resultado exigible y deja el medio a la ingeniería. Lo que sí conviene tener presente es que, cuando el medio no está especificado por nadie, tampoco hay quien lo reclame en la recepción de un proyecto, y es entonces cuando aparece años después.

El menú de sincronización, y qué gobierna cada pieza

La guía de referencia para diseñar esto es la IEEE 2030.101-2018, Guide for Designing a Time Synchronization System for Power Substations, hoy activa. Su alcance publicado nombra las piezas que forman el menú real de una subestación, y son cuatro.

Una advertencia sobre esa última fila, porque es donde más se confunde el argumento comercial con el técnico. La IEEE 1588 define cómo se distribuye la hora y con qué calidad puede hacerlo la tecnología. No define qué exactitud se le exige al sellado de una secuencia de eventos, que es una pregunta distinta y que la norma no responde.

Qué exactitud pide cada aplicación

Aquí es donde queremos ser precisos en lugar de rotundos, porque la literatura del sector circula cifras sueltas que no siempre resisten que se les busque la fuente.

La norma internacional que trata el asunto es la IEC 61850, en su parte 5, cuya cláusula 11.1 se titula Time synchronisation. Lo importante de esa cláusula no es una cifra, es su forma. La norma no da un número único. Clasifica la exigencia en clases y separa además dos cosas que suelen mezclarse, la sincronización para aplicaciones de corriente alterna por un lado, y la del sellado de tiempo o el muestreo por el otro.

Esa estructura es, de hecho, más útil que cualquier número suelto, porque contiene la respuesta correcta a la pregunta del título de esta sección. La exactitud que necesita una subestación no es una, son varias, y dependen de para qué se vaya a usar el dato. No pide lo mismo ordenar la actuación de dos interruptores que muestrear una onda para calcular un fasor.

La única cifra dura que encontramos citable palabra por palabra en una norma abierta viene de fuera de nuestro marco. La norma norteamericana NERC PRC-002, que obliga al sistema eléctrico a granel de Norteamérica y no rige en República Dominicana, exige en su requisito R10.2 que la exactitud del reloj de los dispositivos de registro esté dentro de ±2 milisegundos respecto de UTC. Vale como referencia del orden de magnitud que se exige a sí mismo un operador de transmisión sujeto a ese marco, y no como obligación aplicable aquí.

Quien quiera las tablas de clases de la IEC 61850-5 tendrá que comprarlas, porque están tras un muro de pago. Preferimos decirlo antes que reproducir una cifra de segunda mano, sobre todo porque al buscar corroboración encontramos fuentes secundarias que ni siquiera coinciden entre sí en cómo se llaman esas clases.

Qué pasa cuando los relojes derivan

Un reloj que se desvía no interrumpe nada. Sigue dando una hora, perfectamente formada, y los archivos que produce siguen abriéndose sin error, de modo que el problema no llega por la vía por la que llegan las averías.

El efecto práctico depende de cuánto se desvíe comparado con cuánto separa a los eventos que se quieren ordenar. Supongamos dos operaciones separadas por 50 milisegundos, selladas por relojes que difieren entre sí en 200 milisegundos. La secuencia que se reconstruya será una secuencia inventada, y tendrá exactamente el mismo aspecto que una correcta. Si esas mismas operaciones estuvieron separadas por varios segundos, la misma deriva no cambia nada.

De ahí que la pregunta útil en un diseño no sea cuánta exactitud es buena, sino cuál es el intervalo más corto que hace falta distinguir en esa instalación. Ese intervalo es el que fija el presupuesto de error de todo lo demás.

Hay un segundo efecto, más silencioso, que aparece cuando conviven equipos con huso local y equipos en UTC. La edición de 2013 del formato COMTRADE, que es el formato de intercambio de registros transitorios, añadió precisamente por eso dos campos de información de tiempo para el desfase entre la hora local y UTC, y dos campos de calidad de tiempo de las muestras. Un registro en ese formato puede viajar declarando la calidad de su propio reloj, lo que permite al que lo recibe saber qué margen tiene. Es una capacidad del formato, y hay que configurarla para que sirva de algo.

Cuando la deriva se descubre, además, se descubre tarde. Se descubre el día que hay que entregar el informe de las 24 horas y los archivos no se dejan alinear, que es el peor momento posible para enterarse de un problema de configuración.

Cómo se comprueba que la sincronización funciona

Es de las partes que con más frecuencia se quedan sin hacer, y no suele ser de las caras.

Lo que encontramos con frecuencia en campo es una instalación donde la sincronización se configuró en la puesta en servicio, se dio por buena porque los equipos mostraban la hora correcta en pantalla, y no se volvió a mirar. Rara vez se comprueba de forma periódica que lo que el sistema recibe coincide con lo que el equipo cree estar enviando, y el reloj es de los componentes que se degradan sin dar la cara.

Entre 2004 y 2007 trabajé en ETED, en la tercera fase del proyecto del Centro de Control de Energía, como encargado del sistema SCADA nacional. Una parte central de aquel trabajo era dar soporte al Departamento de RTU y a los agentes del sistema para asegurar el correcto envío de las señales de telemetría, y la lección que deja ese tipo de operación es que la cadena entera importa tanto como sus extremos. Da igual la calidad de la fuente de hora si el eslabón que la distribuye está mal configurado o si el equipo que la recibe la ignora.

En la práctica, la verificación se sostiene sobre cuatro comprobaciones, y ninguna necesita instrumentación exótica.

1. Que la fuente esté enganchada de verdad, y no en el modo de marcha libre en el que el equipo sigue dando hora por su cuenta cuando pierde la referencia externa. Es una distinción que el propio equipo suele reportar y que casi nadie revisa.
2. Que el equipo de destino esté tomando esa hora y no otra. Un relé puede estar cableado a la distribución horaria y tener la función deshabilitada en su configuración.
3. Que el huso y el desfase estén declarados igual en todos los equipos, para que no haya que reconciliar después registros en escalas distintas.
4. Que un evento real aparezca ordenado. Es la comprobación que cubre la cadena completa de una vez, y se puede hacer con una prueba de inyección durante una parada programada.

La cuarta es la que cierra el asunto, porque las tres primeras verifican configuraciones y esta verifica el resultado. Un sistema que supera las tres primeras y falla la cuarta tiene un problema que ninguna revisión de pantallas iba a encontrar.

Preguntas frecuentes

¿Qué exige la norma dominicana sobre la hora en una subestación? El artículo 228 del Reglamento de la Ley General de Electricidad obliga a que el Centro de Control de Energía establezca la referencia horaria para el registro de todos los eventos, y a que los Agentes del MEM la usen. No fija exactitud, método ni forma de verificación.

¿Cuál es la diferencia entre NTP y PTP? Las dos distribuyen la hora por la red de datos. La IEEE 1588-2019, que define PTP, declara en su alcance que soporta exactitud y precisión por debajo del microsegundo, y el sector eléctrico cuenta además con un perfil propio de ese protocolo, la IEEE C37.238. Para NTP y SNTP no encontramos en fuente primaria una cifra comparable, así que la comparación honesta es que PTP es el único de los dos que declara esa exactitud en su propia norma.

¿Hace falta GPS en toda subestación? El GPS es la fuente de hora habitual y así lo recoge el alcance de la guía IEEE 2030.101-2018, pero es una decisión de diseño y no una obligación normativa en República Dominicana. Lo que sí es obligatorio es usar la referencia horaria que establece el CCE.

¿Cada cuánto hay que verificar la sincronización? No hay un plazo fijado por la norma dominicana. Lo razonable es incluirla en el mantenimiento programado de protecciones y comprobarla con un evento real, porque la comprobación de configuraciones no cubre la cadena completa.

¿Qué pasa si los relojes están desviados cuando ocurre una falla? Los registros se abren igual y parecen correctos. El riesgo es reconstruir una secuencia de eventos invertida, es decir, atribuir la causa al equipo equivocado, sin que nada en los archivos lo advierta.

Si quiere revisar el suyo

Si en su instalación conviven equipos de varias marcas y la sincronización no se ha vuelto a comprobar desde la puesta en servicio, conviene mirarla antes de que la mire una falla. La revisión es corta y se puede hacer sobre lo que ya está instalado, sin comprar nada por adelantado. Forma parte de lo que hacemos en automatización y control.

Escríbanos y lo vemos sobre su propio escenario.