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X Congreso Internacional sobre Innovación y Desarrollo Tecnológico,

13 al 15 de marzo de 2013, Cuernavaca Morelos, México.

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Primer esquema multivendedor en CFE para protección de línea

de transmisión de 400 kV, utilizando TC´s ópticos, relevadores

digitales y bus IEC 61850-9-2

V.R. Garcia-Colon J.P. Rasgado H. Lara C. C. Meléndez N. Juárez

Centro de Posgrado GTyD G. SE´s Subgerencia de Protecciones Instituto de Investigaciones Eléctricas

Subdirección de Transmisión, CFE

Resumen Este artículo presenta los detalles del diseño, instalación y puesta en servicio en CFE del primer esquema multivendedor que existe en el mundo, para la protección de una línea de transmisión de 400kV, que utiliza transformadores de corriente ópticos y relevadores digitales IEC 61850-9-2. Este sistema surge como un proyecto piloto de la Subdirección de Transmisión de la CFE con el IIE. Para asegurar el éxito en la implementación del esquema de protección, la CFE integró un equipo de trabajo coordinado por el IIE en el que participaron 9 empresas internacionales y una universidad. El esquema de protección piloto, se encuentra en operación bajo monitoreo continuo, en una de las líneas de transmisión de la CFE que interconecta las subestaciones de Manuel Moreno Torres y El Juile. Las características de construcción, los retos que fueron vencidos y los primeros resultados obtenidos en su operación se presentan a continuación. Abstract Three architectures to interface Optical Current Transformers (OCT´s) and digital relays were evaluated in the project reported herein. First a low voltage analogue interface, then two digital networks using process bus according to IEC 61850-9-2 [1], in so called LE [2] and CS implementations were also installed. To guarantee an interoperable performance, multiple manufacturers were invited to participate with biddings in the design and acquisition stage. Following this stage of design, several meetings were arranged to evaluate interoperability of all participating vendors and different technologies to agree on a feasible configurations. It was decided that the setup will operate in parallel with the existing protection scheme, preventing circuit

breaker triggering from the new circuit and evaluating its performance against records of trigger due to real faults occurring in the protected transmission line. The protection scheme was installed to protect a Comisión Federal de Electricidad (CFE), 243km long, 400 kV transmission line A3T90, that links the substations Manuel Moreno Torres and El Juile, in southeast Mexico. The complete scheme consists of 12 optical CT´s from 3 different manufactures, 8 merging units from 4 different manufacturers, 11 digital relays from 4 manufactures with interfaces to operate using process bus IEC-61850-9-2 and substation bus IEC 61850-8-1. To achieve synchronization, one of the three networks uses one GPS IRIG B Clock on each substation, 2 Digital switches and 1 digital recorder for sampled values according to IEC 61850-9-2 custom developed for this project, are installed on each substation. The project developed by Instituto de Investigaciones Eléctricas (Electrical Research Institute or IIE) for the CFE, gathered the participation of the following international groups: ABB, Alstom, Arteche, SEL, GE, Megger, Omicron, Protecsa and UP Chiapas. Commissioning occurred during the middle of 2011 and successful operation is reported for the first multi-vendor protection scheme of a 400 kV transmission line using optical current transformers and protection digital relays with a digital communication interface according to IEC 61850-9-2 and IEC 60044-7/8.

Introducción

Un incremento en fallas debidas a explosiones de transformadores de corriente (TC´s) convencionales [1], motivaron a la Subdirección de Transmisión de la CFE a buscar diferentes alternativas tecnológicas.

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Entre las diferentes opciones evaluadas para resolver la problemática de explosiones, se consideró el cambio de la tecnología de medición de corriente, para sustituirla por transformadores basados en tecnología óptica [2]. En dos proyectos anteriores, ubicados en Mazatlán y Altamira, la CFE evaluó el uso de transformadores de corriente ópticos, pero la tecnología no era compatible aun, con los relevadores de protección disponibles [2]. Esto se debió a que los transformadores ópticos tienen salida de baja señal (mV) o digital y para conectarse a los relevadores convencionales requerían de un amplificador que convirtiera la salida de mV a una señal de 5 A, ver Fig. 1. El principal reto de conectar transformadores ópticos a relevadores convencionales ocurre cuando una falla alcanza 20 veces la corriente nominal, ya que en este tipo de arreglos, el amplificador debe dar una respuesta lineal de hasta 100 A. Esta energía la toma del bus de CD de la subestación. Considerando que en una subestación los TC´s instalados pueden fácilmente alcanzar 200 unidades, este arreglo resulta inoperante.

Para corregir esa problemática, en un tercer proyecto se utilizan señales analógicas de baja señal (200mV), para operar un relevador de protección con entrada especial de baja señal [3]. Este proyecto de la CFE instalado en Minatitlán, es el primero en México que mantiene en operación exitosa un transformador de corriente óptico con salida analógica.

Fig. 1 Primer TC óptico 230 kV instalado en México. SE Mazatlán II.

Sin embargo, el uso de transformadores de nueva tecnología como la óptica y la Rogowski puede brindar un desempeño igual o mejor que el de los TC´s convencionales [4], pero resulta mejor mantener la información producida en formato digital. Debido a ello, los fabricantes de TC´s ópticos integraron salidas digitales y los fabricantes de relevadores descontinuaron la producción de equipos de baja señal, al enfocar sus esfuerzos de investigación y desarrollo basados en la norma de automatización de subestaciones IEC 61850 que utiliza el bus de proceso.

Automatización de subestaciones IEC 61850

Las tendencias mundiales en Sistemas de Automatización de Subestaciones (SAS) actualmente se dirigen al uso de sistemas basados en Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED por sus siglas en inglés), que se comunican entre sí, que son interoperables y que en un futuro puedan ser intercambiables, según la norma IEC 61850 [5]. Para lograrlo se definen dos buses, uno para mensajes entre IED´s denominado Bus de Estación y otro para la adquisición y digitalización de las variables del sistema como voltaje y corriente, denominado Bus de Proceso, ver fig. 2 [6].

Primeros proyectos que utilizan el bus de

Proceso IEC 61850-9-2 Existen en la actualidad subestaciones que utilizan el bus de estación y cumplen la norma IEC 61850, como el instalado por CFE en la SE La Venta [7]. Sin embargo, para implantar el uso de un bus de proceso de acuerdo con IEC 61850-9-2[6], existen retos importantes de sincronización entre IED´s que han sido tratados extensamente en la literatura [8,9,10] y que han demorado la instalación masiva de sistemas con bus de proceso [11]. Existen, sin embargo, proyectos demostrativos de la IEC 61850 con bus de proceso o también conocido como Sampled Values (SV), donde uno o dos fabricantes de TC´S ópticos, bobinas Rogowski o unidades de digitalización (mergin units) coordina su desarrollo con otro fabricante de relevadores [10]. El éxito reportado en el presente artículo, se debe, principalmente, al excelente grupo de trabajo integrado. Este grupo de trabajo tuvo una entera disposición a la cooperación y a cumplir con el

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requisito de la norma IEC 61850 para lograr la Interoperabilidad. Deben destacarse además, dos avances técnicos que permitieron lograr el objetivo, uno en el campo de la aplicación de tres sistemas ópticos de medición de corriente fabricados por diferentes compañías y el otro en la implementación de la norma IEC 61850-9-2 en tres relevadores de protección de diferentes fabricantes.

Filosofía El esquema de protección para la línea de transmisión reportado aquí, tiene como principal objetivo demostrar que existen alternativas viables de sustitución de TC´s convencionales que pueden cumplir con los requerimientos normalizados de CFE para la protección de líneas de transmisión. Las protecciones de línea de transmisión que se definieron para el proyecto incluyen las que CFE implanta de acuerdo con sus normas y son: Primaria 1: comparación direccional onda superpuesta (85L), primaria 2: distancia (21), respaldo 1: sobrecorriente direccional (67N) y falla de interruptor (50FI), además de medición. El proyecto basa su filosofía en establecer un bus de proceso en cada subestación de los extremos de línea. A cada bus de proceso se le definió una característica especial, como se describe a continuación. El bus de proceso de la SE Manuel Moreno Torres se diseñó considerando adquisición de todos los equipos, simulando una nueva instalación que se diseña desde inicio para operar como IEC61850, ver fig. 3.

Fig. 2 Automatización de subestaciones IEC61850 Bus de

proceso y bus de estación

PP1 SEL-421

PP2 GE D60

IEC 61850-9-2

IEC 61850-9-2

CTO ELECTRONIC

SEL-734

120 V

120 V

ION 8600C

1

1 La señal se tomará de loexistente

2

4

SEL 421-MU

3 BRICK-4-HI-CV50

2

4 Ruggedcom RSG2288

SEL-2407® Satellite-Synchronized Clock

5

5

IEC 61850-9-2

1 A

1 A

A3T97

A3T90

A3T93

A8660

A8662

A3T99

JUILEA3T90

52

52

3 TC´S

ÓPTICOS

1

85L

21/21N PR 67N

50 FI AREVA P442

3

3ENTR

ADA

ENTRADA

ENTRADA

SALID

ASALID

A

61850

-9-2

IEC

61850-9-2IEC

SALIDA

61850

-9-2

IEC

Alta tensión

Tensión analógica (120 Volts)

Corriente analógica (1 y 5 Amps.)

Pulso de reloj sincronización

Protocolo IEC 61850-9-2 (Bus de proceso)

Protocolo IEC 61850-8-1 (Bus de estación)Señal óptica de los TCO´s

CUARTO DE CONTROL

AREVA

IEC 61850-9-2 LE

IEC 61850-9-2 C/S

PROTECCIÓN

MEDICIÓN HEA 1 A

ENTRADA

ENTRADA

HEA 1 AMEDICIÓN

PROTECCIÓN

IEC 61850-9-2 LE

ARTECHE

3 TC´S

ÓPTICOS

6

6 HardFiber Cross Connect Panel

Nota: Se medirán corrientes y voltajes de los TC´s y TP´s convencionales para el relevador D60 a través de dos Brick-4-HI-VC50

A8661

A3T92

Protocolo IEC 61850-9-2 (Bus de proceso)exclusivo para equipo de GE

GPS

1PPS

IRIGB

IRIGB

IRIGB

REGISTRADOR DE DISTURBIOS

HMI LOCAL

BUS DE ESTACIÓN

120 V

120 V

5 A

IRIGB

1PPS

IRIGB

1PPS

ELÉCTRICO/ÓPTICO

Fig. 3 bus de proceso de la SE Manuel Moreno Torres El bus de proceso de la SE El Juile se diseñó para integrarse en subestaciones con equipo existente que integra merging units para convertir las salidas analógicas a Sampled Values según IEC 61850-9-2, ver fig. 4. El proyecto planteó restricciones interesantes, dentro de las que se incluía que los relevadores deberían haber pasado las pruebas de evaluación de CFE y estar aprobados en la lista LAPEM05. Los equipos primarios deberían cumplir con los criterios robustez, precisión y exactitud de CFE, para permitir su puesta en operación sin poner en riesgo la operación del sistema e integrarse en las bahías de las subestaciones sin alterar la configuración existente, como se aprecia en las figuras 5 y 6.

Con la finalidad de que el sistema sirva de fundamento para el desarrollo de las normas nacionales para la implantación de Sistemas

PP1 SEL-421

50 FI ABB REC-670

PP2 AREVA P442 21/21N PR 67N

SEL-734

3 TC´S

ÓPTICOS

52

52

3 TC´S

ÓPTICOS

MOCT-P ABB

MOCT-P ABB

MOCT 2100-P

ENTRADA

HEA 1 AMEDICIÓN

LEA 200 mV

PROTECCIÓN

ION 8600C

LEA 200 mV

LEA 200 mV

LEA 200 mV

LEA 200 mV

PROTECCIÓN

LEA 200 mV

MEDICIÓN HEA 1 A

ENTRADA

MOCT 2100-P

85L

LEA 200 mV

LEA 200 mV

HEA 120 V

IEC 61850-9-2

HEA 120 V

HEA 1 A

HEA 1 A

HEA 120 V

1

A3T90

MANUEL MORENO TORRES

JUI-A3T99

JUI-A3T93

JUI-A3T90

JUI-A0T93

JUI-A0790

JUI-A3T97

4IEC 61850-9-2

3

2

Merging Unit ABB4

2

Meging Unit SEL-4213

La señal de tensión se tomará de loexistente

1

SEL-2407® Satellite-Synchronized Clock

INTERFAZ H-M

Señal óptica de los TC´s y TP´s

Protocolo IEC 61850-8-1 (Bus de estación)

Protocolo IEC 61850-9-2 (Bus de proceso)

Pulso de reloj sincronización

Corriente analógica (200 mV)

Tensión analógica (120 Volts)

Alta tensión

CUARTO DE CONTROL

ENTRADA

61850-9-2

IEC

SALID

A

ENTRADA

61850-9

-2IEC

SALIDA

1

5

5 Ruggedcom RSG2288

IRIGB

IRIGB

BUS DE ESTACIÓN

REGISTRADOR DE DISTURBIOS

Fig. 4 bus de proceso de la SE El Juile

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Fig. 5 Transformadores ópticos para el interruptor línea (sensor óptico en los círculos)

de Automatización de Subestaciones (SAS) de acuerdo con la norma IEC 61850, se requirió a los fabricantes integrar la tecnología más avanzada en sus IED´s. Durante el desarrollo del proyecto resultó evidente que, aún con la tecnología más avanzada de cada fabricante, no era posible desarrollar una plataforma interoperante. Esto, debido a pequeñas diferencias de interpretación en las formas de implantar el bus de proceso [6,8]. Para resolver los problemas de compatibilidad se formaron grupos de tareas que analizaban de manera conjunta la trama de los mensajes enviados en el bus de proceso, identificaban las diferencias y acordaban la mejor implementación de la guía LE.

Grupo de trabajo Para asegurar el éxito en la integración del primer esquema de protecciones multi-vendedor en el mundo, que combina TC´s ópticos y relevadores digitales que cumplen la norma IEC 61850-9-2, por sus características, se integró un equipo de trabajo formado por los desarrollos más avanzados de 3 empresas líderes en el mundo en tecnología de medición óptica de la corriente, Alstom (antes Areva), Arteche y ABB. Además, se contó con la participación de 4 empresas líderes internacionales en fabricación de relevadores de protección que cumplen con la norma IEC 61850-9-2, Alstom (antes Areva), GE, SEL y ABB.

Fig. 6 Transformadores ópticos para el interruptor de medio (sensor óptico en los círculos)

En las etapas de evaluación y pruebas del esquema participaron activamente 2 empresas para pruebas de equipos de subestación, Megger y Omicron. La Universidad Politécnica de Chiapas participó en el proyecto con un desarrollo propio para el registro de valores muestreados (SV). Todo el equipo de trabajo fue apoyado en el proceso de instalación y coordinado por personal de la Subdirección de Transmisión de la CFE y del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). El grupo de trabajo puede apreciarse en la fig. 7.

Resultados A lo largo del desarrollo del proyecto se encontraron diferentes problemas que en su mayoría se solucionaron de manera exitosa. A continuación se presentan algunos de los principales problemas encontrados.

Implementación IEC 61850-9-2LE vs CS Al inicio del proyecto se identificó que la mayoría de los fabricantes utilizan la implementación IEC 61850-9-2LE en sus desarrollos, la cual utiliza sincronización externa del tipo IRIG B. Únicamente un fabricante tiene un desarrollo que no sigue esta guía y utiliza sincronización en red, que denomina a su implementación como IEC 61850-9-2CS. Estas dos implementaciones son incompatibles y para resolver el problema se decidió que en una de las subestaciones se instalaran dos buses de SV, uno con la implementación de la mayoría de los fabricantes utilizan, la LE y otro con CS de un solo fabricante. Ver fig. 8.

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En la otra subestación se utilizó la implementación LE por ser la que ofrece mayor diversidad de fabricantes.

Inexistencia de TP´s ópticos comerciales El esquema originalmente planteado requería la adquisición e integración de las señales de voltaje de línea utilizando transductores o TP´s ópticos, que se encontraban anunciados al momento de iniciar el proyecto como productos disponibles de dos fabricantes diferentes.

Sin embargo, al intentar adquirir divisores de voltaje con salida IEC 61850-9-2, ningún equipo podía cumplir con las exigencias para proporcionar señales adecuadas para operación de protecciones. Debido a lo anterior se resolvió utilizar la señal de los Dispositivos de Potencial existentes, convirtiéndola a SV mediante el uso de Merging Units. Esta solución trajo otro problema, el incremento del número de tramas o streams de datos que se reporta a continuación.

Fig. 7 Grupo de trabajo CFE, IIE, Omicron, Megger, Alstom (Areva), Arteche, SEL, GE, UP Chiapas, en uno de los TC´s

ópticos del proyecto

Fig. 8 Tablero de control mostrando la electrónica de los TC´s ópticos, una Merging Unit, dos relevadores conectados al bus

IEC61850-9-2LE y uno al sistema CS

Número de tramas de datos en el bus de

proceso Cada transformador óptico o merging unit utilizado en el sistema es un arreglo trifásico de señales ópticas o eléctricas, conectados a un IED centralizador, cuya salida integra 4 señales de corriente y 4 señales de voltaje, conocido como trama o stream. Cada trama maneja estas 8 señales porque incluye las tres fases y espacio para valores de V e I del neutro. Las tramas de datos existentes en la SE Manuel Moreno Torres incluyen 2 tramas con valores de corriente de cada interruptor, sin valores de voltaje; y una trama con valor de voltaje pero sin corriente, la que reporta el voltaje de la línea. El problema detectado con tener 3 streams es que la tecnología existente en relevadores, desarrollados para los proyectos demostrativos anteriores, maneja en la mayoría de los casos 1 ó 2 streams y para implantar la función 85L se requieren los tres streams. Este reto tecnológico lo vencieron los fabricantes de relevadores que aun no lo tenían implantado y al final del proyecto todos los fabricantes actualizaron su firmware para hacerlo compatible con los tres streams. Inclusive, un fabricante de TC´s óptico integró la señal de voltaje en su salida para reducir el número de streams nuevamente a 2. Esta es un área de oportunidad que abre la puerta a nuevos desarrollos por parte de los fabricantes de TC´s ópticos.

Patch panel CS

PP1 85L

PP2 (CS)

50 FI

MU Voltaje

TC Óptico CS

TC óptico LE1

TC óptico LE2

Medición

RD SV UPCH

Reloj GPS

Switch

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Sincronización Para cumplir con los acuerdos establecidos actualmente en la implementación de IEC 61850-9-2 LE, todos los equipos utilizaron sincronización de un pulso por segundo, siguiendo el estándar IRIG B [8]. La Fig. 9 muestra algunas vistas obtenidas durante las pruebas.

Registrador de Datos para Sampled Values Al inicio del proyecto parecía que podíamos adquirir un registrador de datos comercial para tramas de SV. Nuevamente la promoción comercial no coincide con el equipo existente y fue necesario desarrollar un registrador de datos propio para SV IEC61850-9-2.

El desarrollar un registrador para SV resultaría una tarea titánica, imposible de cumplir dentro del tiempo del desarrollo del proyecto. Sin embargo, la CFE contaba con desarrollos previos que permitía, tras los ajustes adecuados, el manejo de los SV del stream IEC 61850-9-2 LE. En la Fig. 10 se puede ver una pantalla del registrador de datos desarrollado.

Fig. 9 Pruebas del esquema de protección en fábrica y durante la puesta en servicio

Fig. 10 Pantalla del registrador de datos de la UP Chiapas mostrando los Sampled Values del bus de proceso

Conclusiones El primer esquema multivendedor para protección de línea de transmisión de 400 kV, utilizando TC´s ópticos y relevadores digitales IEC 61850-9-2 se encuentra en operación de manera exitosa en una línea de transmisión de la CFE. El esquema opera con 12 transformadores ópticos de 3 diferentes fabricantes, 3 merging units y 6 relevadores digitales que manejan Sampled Values. Se tiene instalados dos buses operando de manera independiente, uno de acuerdo con la implementación IEC 61850-9-2 LE y la otra con la implementación CS. Esto se considera un logro mundial, posible únicamente gracias al liderazgo de la CFE en las tareas de innovación y la dirección de un equipo en el que participaron 10 diferentes empresas con los más avanzados desarrollos en bus de proceso. La correcta operación del sistema piloto, de acuerdo a normas de CFE, se verificó por dos equipos diferentes de prueba de relevadores que inyectan Sampled Values. Los registros y el monitoreo continuo del sistema se realiza utilizando un registrador de datos para Sampled Values fabricado ex profeso. El sistema continuará en operación como respaldo del sistema actual hasta demostrar suficiente robustez para conectarse a los disparos del interruptor.

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Agradecimientos El presente trabajo es el resultado de la labor de equipo, por lo que a manera de agradecimiento, se mencionan, de manera alfabética, los nombres de todos los participantes con las compañías que representan. Abraham Romero Bugarín, T&D GE Multilin; Alberto Muñoz, SEL; Allen Wilson, Areva-USA; Aritz Sanchez, Arteche-España; Carlos Alberto Vázquez Moreno, Universidad Politécnica de Chiapas; Carlos Meléndez Román, Subgerente de Protecciones, CFE; Daniela Torres Pérez, Protecciones Zona Tuxtla, CFE; Daniela Trejo, Universidad Politécnica de Chiapas; Dylan Stewart Areva-USA; Efraín Robles Ramírez, Jefe Depto. Op. SE´s CFE; Elías Cruz Chávez, Areva-México; Gabriel Hernández, CFE; Gaspar Esquinca, Representante de Arteche; Gianni Fabricio Arévalo, Universidad Politécnica de Chiapas; Héctor Lara Covarrubias, Sub gerente de Subestaciones, CFE; Ismael Osuna Galán, Ingeniería Mecatrónica, Universidad Politécnica de Chiapas; James Ariza, Megger-USA; Jean León Eternod SEL-México; Jesús Coronel, Multi-Mex; Joaquín García Hernández, IIE; John Haywood, Arteche-Australia; José Pepe Rasgado Casique, Instituto de Investigaciones Eléctricas; Juan Manuel Parra, Omicron-España; Julio C. Morales Santiago, Jefe de Sector Chicoasen, CFE; Lam Nguyen, Megger; Lander Zugazaga, Ateche-España; Luis Ángel Balderas Monter, Omicron-USA; Manglio Alejandro López Aguilar, Jefe de oficina de Prot. Chicoasen CFE; Marcos Montero D., Areva-México; Mario Lezama Fernández, Protecciones Zona Tuxtla CFE; Mercedes España, Directora de Investigación y Posgrado, Universidad Politécnica de Chiapas; Nicolás E. Juárez Tobías, Subgerente de Protecciones, G.R.T. Sureste CFE; Pedro Dalmacio Perez Herrera, Jefe del Depto. de Prot. Zona Tuxtla, CFE; Rene Aguilar, Megger; Ricky Amano, Areva-USA; Santos López Aguilar, Jefe del Depto. de Prot. G. R. T. Sureste CFE; V. Rodolfo García Colon Hernández, Centro de Posgrado del Instituto de Investigaciones Eléctricas.; Veselin Skendzic SEL-USA; Yamile Fernández Ordóñez, Universidad Politécnica de Chiapas; Yolanda Pérez Pimentel, Ingeniera en Mecatrónica, Universidad Politécnica de Chiapas.

Referencias 1. Estadística de fallas de transformadores y reactores de

potencia y transformadores de instrumento 1999 – 2008, Subdirección de Transmisión, CFE, Mexico, D.F. marzo del 2009.

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3. W. Henao, “Transformadores ópticos de corriente y tensión para aplicaciones de medida y protección”, Conferencia en Colegio de Ingenieros del Perú, mayo 2011.

4. Kucuksari, S.; Karady, G.G.; , "Experimental Comparison of Conventional and Optical Current Transformers," Power Delivery, IEEE Transactions on , vol.25, no.4, pp.2455-2463, Oct. 2010.

5. IEC 61850-5 2003 Communication Networks and Systems in Substations – Part 5: Communication Requirements for functions and device models.

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7. Flores, V.M.; Espinosa, D.; Alzate, J.; Dolezilek, D.; , "Case Study: Design and Implementation of IEC 61850 From Multiple Vendors at CFE La Venta II," Protective Relay Engineers, 2007. 60th Annual Conference for , pp.307-320, 27-29 March 2007.

8. IEC 61850-9-2 LE, Implementation Guideline for Digital Interface to Instrument Transformers Using IEC 61850-9-2, UCA International Users Group. Julio 2004

9. T. S. Sidhu, M. G. Kanabar, and M. R. Dadash Zadeh, “IEC 61850-9-2 Based Process Bus Implementation & testing of an algorithm for estimation of lost/delayed sampled values”, Web Magazine Protection, Automation and Control (PAC) World, December 2010 Issue.

10. M. Desjardine, P. Forsyth, R. Mackiewicz, “Real Time Simulation Testing Using IEC 61850“, International Conference on Power Systems Transients (IPST’07) in Lyon, France on June 4-7, 2007.

11. Kanabar, M.G.; Sidhu, T.S.; , "Performance of IEC 61850-9-2 Process Bus and Corrective Measure for Digital Relaying," Power Delivery, IEEE Transactions on , vol.26, no.2, pp.725-735, April 2011