INFORME FINAL MODALIDAD DE GRADO PASANTÍA
GUÍA PRÁCTICA PARA LA COMUNICACIÓN BAJO LA
NORMA IEC61850 PARA RELÉS ABB Y SIEMENS
OSCAR MAURICIO PRADA RIOS
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C. COLOMBIA
pág. 2
INFORME FINAL MODALIDAD DE GRADO PASANTÍA
GUÍA PRÁCTICA PARA LA COMUNICACIÓN BAJO LA
NORMA IEC61850 PARA RELÉS ABB Y SIEMENS
OSCAR MAURICIO PRADA RIOS
TRABAJO DE PASANTÍA PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
DIRECTOR INTERNO:
I.E, Msc., PhD. ÁLVARO ESPINEL ORTEGA
DIRECTOR EXTERNO:
I.E, Msc. JUAN MANUEL RAMOS SANTOS
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C. COLOMBIA
pág. 3
TABLA DE CONTENIDO
1 Resumen ... 9
2 Formulación del Problema ... 10
3 Justificación ... 11
4 Objetivos ... 12
4.1 Objetivo General ... 12
4.2 Objetivos Específicos ... 12
5 Antecedentes y Marco Referencial ... 13
5.1 IEC61850 – Estándar Internacional para la Automatización de Sistemas Eléctricos ... 13
5.2 Identificación de la Norma ... 14
5.3 Estructura de la Norma ... 15
5.4 Lenguaje de configuración de subestaciones SCL ... 15
5.4.1 Archivos SCL ... 17
5.4.2 Proceso de Ajuste basado en SCL ... 17
5.5 Modelo de Servicios de Comunicación. ... 18
5.6 Modelo de Datos ... 19
5.6.1 Niveles Lógicos ... 21
5.6.2 Dispositivo Lógico [LD] ... 22
5.6.3 Nodos Lógicos [LN] ... 23
5.6.4 Objetos de Datos [DO] ... 30
5.6.5 Clases de Datos Comunes [CDC] ... 30
5.6.6 Functional Constraint [FC] ... 31
5.6.7 Atributos de Datos [DA] ... 31
5.6.8 Modelo para Intercambio de Información ... 32
5.7 Mensajería GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event). ... 34
5.7.1 Descripción... 35
5.7.2 Ventajas: ... 36
5.7.3 Desventajas: ... 36
5.7.4 Características: ... 36
5.7.5 Uso ... 36
5.8 Sampled Values ... 37
5.8.1 Ventajas: ... 37
5.8.2 Desventajas: ... 37
5.8.3 Características: ... 37
6 Desarrollo de la Pasantía ... 38
6.1 Metodología. ... 38
6.2 Identificación de Relés multifuncionales ... 38
6.2.1 ABB REC650 ... 39
6.2.2 ABB RET650 ... 42
6.2.3 SIEMENS 7SJ64 ... 44
6.3 Red LAN ... 47
6.3.1 Switch TP-LINK TL-SG3424 ... 47
6.3.2 Ajuste De Los Puertos ... 48
6.3.3 Ajuste de IP ... 50
6.4 Software de Ajuste ... 51
6.4.1 PCM600 ... 51
pág. 4
6.4.3 IEC System Configurator ... 56
6.5 Aplicación de Ajustes en Relés ... 58
7 Casos de Estudio ... 60
7.1 Bloqueo De Protecciones ... 60
7.1.1 Objetivo ... 60
7.1.2 Metodología ... 60
7.1.3 Herramientas Utilizadas ... 60
7.1.4 Procedimiento... 61
7.1.5 Parametrización De Relés ... 61
7.1.6 Resultados ... 65
7.2 Falla De Interruptor 50BF ... 66
7.2.1 Objetivo. ... 66
7.2.2 Metodología. ... 66
7.2.3 Herramientas Utilizadas. ... 66
7.2.4 Procedimiento... 66
7.2.5 Parametrización Relés ... 67
7.2.6 Ajuste De La Comunicación IEC61850 ... 70
7.2.7 Prueba ... 70
7.2.8 Resultados ... 72
7.3 Mapeo De Datos Para Comunicación Vertical Cliente-Servidor Con SCADA ... 73
7.3.1 Objetivo ... 73
7.3.2 Metodología ... 73
7.3.3 Herramientas Utilizadas ... 74
7.3.4 Procedimiento... 74
7.3.5 Resultados ... 77
7.4 Monitoreo De Report Control Blocks (RCB) ... 77
7.4.1 Objetivo ... 77
7.4.2 Metodología ... 77
7.4.3 Herramientas Utilizadas. ... 77
7.4.4 Procedimiento... 77
7.4.5 Prueba ... 80
7.4.6 Resultados. ... 83
8 Evaluación de Objetivos. ... 84
8.1 Objetivo 1. Caracterizar el proceso mediante el cual se realiza la comunicación entre Relés a través GOOSE, SV y MMS ... 84
8.2 Objetivo 2. Caracterizar los Modelos de Datos asociados a los IED, teniendo en cuenta las funciones del equipo y software de cada fabricante. ... 84
8.3 Objetivo 3. Definir los parámetros para la configuración de protocolos de comunicación mediante mensajería GOOSE entre IED. ... 85
8.4 Objetivo 4. Definir y realizar pruebas de validación de la correcta comunicación entre los relés 85 8.5 Objetivo 5. Elaborar un instructivo que permita ser la guía práctica para la interconexión de Relés ABB y SIEMENS ... 86
9 Conclusiones ... 87
10 Recomendaciones ... 89
11 Referencias ... 90
pág. 5
12.1 Anexo 1. Guía Práctica para la Comunicación según el estándar IEC61850 ... 92
TABLA DE CONTENIDO FIGURAS Figura 1. Estructura de la Norma IEC61850 [2] [3] ... 16
Figura 2. Proceso Ajuste basado en SCL, Fuente el autor. ... 18
Figura 3. Protocolos de Comunicación descritos en el Estándar IEC61850, tomado de [5] ... 18
Figura 4. Nodos lógicos de equipos de Patio ... 19
Figura 5. Modelo de datos según la norma IEC61850 ... 20
Figura 6. Estructura Dato posición Interruptor ... 21
Figura 7. Niveles Lógicos SAS, tomado de [6] ... 22
Figura 8. Dispositivo Lógico CB1 ... 22
Figura 9. Nodo Lógico XCBR, tomado de [7] ... 24
Figura 11. Clasificación de los grupos de nodos lógicos, tomado de [7] ... 29
Figura 12. Data Set, PCM600 ABB ... 32
Figura 13. Reports And Data Set, IEC System Configurator SIEMENS ... 33
Figura 14. Create New GOOSE Control, PCM600 ABB ... 34
Figura 15. Estructura Mensajería GOOSE ... 34
Figura 16. Envío de Mensajería GOOSE, Tomado de [11] ... 35
Figura 17. Tiempos de transmisión de Datos, Mensajería GOOSE, tomado de [12] ... 36
Figura 18. Relé Multifuncional REC650 ... 39
Figura 19. Diagrama Unifilar de Conexión REC650, tomado de [12] ... 40
Figura 20. Puertos de Comunicación, REC650, Tomado de [13] ... 41
Figura 21. Puerto de Conexión LAN1 y conector LC, Relé REC650 ... 41
Figura 22. Relé multifuncional RET650 ... 42
Figura 23. Diagrama Unifilar de Conexión RET650, tomado de[14] ... 43
Figura 24. Puertos de Comunicación, RET650, Tomado de[14] ... 44
Figura 25. Relé Multifuncional SIEMENS 7SJ64 ... 45
Figura 26. Diagrama Unifilar de Conexión SIPROTEC4 7SJ64, tomado de [15] ... 45
Figura 27. Puertos de Comunicación, 7SJ64, Tomado de [15] ... 46
Figura 28. Puerto de Conexión B y conector ST, Relé SIPROTEC 4 7SJ64 ... 47
Figura 29. Switch TP-LINK TL-SG3424, tomado de [16] ... 48
Figura 30. TP-LINK Software para ajustes del Switch ... 49
Figura 31. Port Config, Interfaz de ajuste de los puertos disponibles en el Switch ... 50
Figura 32. System IP, interfaz información IP software Switch ... 51
Figura 33. PCM600 ABB ... 52
Figura 34. Application Configuration Tool ... 52
Figura 35. Parameter Setting, Ajuste GOOSESPRCV ... 53
Figura 36. Data Sets, PCM600 ... 53
Figura 37. Reports Control Blocks, PCM600 ... 54
Figura 38. Herramienta de ajuste IED SIEMENS, DIGSI 4 ... 54
Figura 39. Señal Externa, Matriz ordenación ... 55
Figura 40. CFC, DIGSI 4 ... 55
Figura 41. Software IEC System Configurator ... 56
Figura 42. GOOSE, IEC System Configurator ... 57
Figura 43. Informes y Registros, IEC System Configurator ... 57
pág. 6
Figura 45. Esquema para el caso de estudio y Envío de señal PIOC ... 61
Figura 46. Arranque de protección Instantánea de sobrecorriente ... 62
Figura 47.Data Set, señal arranque y operación PTOC ... 62
Figura 48. GOOSE report, portador de señales PTOC ... 63
Figura 49. Asignación de suscriptor al GOOSE Report ... 63
Figura 50. Ajuste Bloque funcional GOOSEBINRCV ... 64
Figura 51. Asignación de salida para señal externa PTOC6 ... 64
Figura 52. Bloque Funcional PHPIOC ... 65
Figura 53. Identificación LED para la señal GOOSE_Bloqueo_Dispa ... 65
Figura 54. Registro fotográfico Bloqueo Función PHPIOC ... 65
Figura 55. Esquema para el caso de estudio y Envío de señal 50BF ... 67
Figura 56. Bloque Funcional CCRBRF, Falla de interruptor ... 67
Figura 57. Parámetros de ajuste 50BF ... 68
Figura 58. Identificación señal IEC61850 falla de interruptor ... 69
Figura 59. Señal Externa y asignación IEC61850 ... 69
Figura 60. Asignación de la señal entrada para la activación de protección 50BF ... 70
Figura 61. Inyección de corriente ... 70
Figura 62. Monitoreo de salidas binarias de los relés ... 71
Figura 63. Verificación de Operación función 50BF a través de mensajería GOOSE ... 71
Figura 64. Ajuste de tiempo de operación protección 50BF ... 72
Figura 65- Esquema de Comunicación vertical IED-SCADA ... 73
Figura 66. Identificación de Interruptor en la matriz Ordenación ... 74
Figura 67. Objeto IEC61850 para representar el interruptor ... 75
Figura 68. Identificación componentes de posición interruptor ... 75
Figura 69. Asignación y representación de datos en el mímico de SCADA ... 76
Figura 70. Comunicación cliente- servidor mediante uso de Reportes ... 78
Figura 71. Data Set "DS_RCB" para el ajuste de reports ... 79
Figura 72. Crear nuevo Report ... 79
Figura 73. Conexión entre IED Scout y Relé ... 80
Figura 74. Objetos del Relé en IED Scout ... 80
Figura 75. Monitoreo de reporte RCB_61850... 81
Figura 76. Actualización monitoreo reporte RCB_61850 por aumento de corriente ... 82
Figura 77. Actualización monitoreo reporte RCB_61850 por actuación de protección de sobrecorriente ... 82
TABLA DE CONTENIDO TABLAS Tabla 1. Aspectos relevantes Estándar IEC61850 ... 14
Tabla 2. Archivos de Descripción SCL ... 17
Tabla 3. Tipos de Mensajes, para protocolos de comunicación IEC61850 ... 19
Tabla 4. Niveles Lógicos SAS ... 21
Tabla 5. Nodos lógicos definidos en la norma IEC61850-7-2 [8] ... 25
Tabla 6. Objeto de Dato POS, Basado en [9] ... 30
Tabla 7. CDC definidos en la norma IEC61850 [9] ... 30
Tabla 8. Funtional Construct [9] ... 31
Tabla 9. Metodología de desarrollo de la Pasantía ... 38
pág. 7
Tabla 11. Principales nodos lógicos relé RET650 ... 43
Tabla 12. Principales nodos lógicos relé 7SJ64 ... 45
Tabla 13. Especificaciones técnicas Switch TP-LINK TL-SG3424 [16] ... 48
Tabla 14. Identificación de los puertos según lo dispuesto en el software. ... 49
Tabla 15. Funciones interfaz Port Config. ... 50
Tabla 16. Registro Fotográfico ... 58
Tabla 17. Resultados Visuales prueba Bloqueo ... 65
Tabla 18 Tiempos operación 50BF. ... 71
Tabla 19. Resultados Prueba de operación protección 50BF ... 72
Tabla 20. Mapeo de Señales ... 76
Tabla 21. Mapeo de Señales incluidas en el reporte ... 78
Tabla 22. Evaluación Objetivo 1. ... 84
Tabla 23. Evaluación Objetivo 2 ... 84
Tabla 24. Evaluación Objetivo 3. ... 85
Tabla 25. Evaluación Objetivo 4 ... 85
pág. 8
LISTA DE ABREVIATURAS
ACRÓNIMO DEFINICIÓN
IED Dispositivo Electrónico Inteligente SAS Sistema Automatizado de Subestaciones SCADA Supervisory Control and data Acquisition IEC International Electrotechnical Commission
SCL Lenguaje de descripción de la configuración de subestación ASCI Abstract Communication Service Interface
CDC Common Data Class, Clases de datos comunes
XML eXtended Markup Language
ICD IED capability Description
SCD Substation Configuration Description CID Configured IED Description
SSD System Specification Description
FC Funtional Construct, Construcción Funcional DO Data Object, Objeto de Dato
LN Logical Node, nodo lógico LD Logical Device, Logical Device DA Data Attribute, Atributo de Datos
IHM Interfaz Humano Máquina
LAN Local Area Network
TCP Transmission Control Protocol
IP Internet Protocol
pág. 9
1
Resumen
Este es un documento presenta el desarrollo y resultados de la pasantía “GUÍA PRÁCTICA PARA LA COMUNICACIÓN BAJO LA NORMA IEC61850 PARA RELÉS ABB Y SIEMENS, la cual se plantea tras identificar la necesidad de realizar ajustes de comunicación que permitieran la correcta comunicación entre equipos electrónicos inteligentes, el SCADA y los equipos de patio, de acuerdo a lo planteado en el estándar IEC61850, permitiendo así que la compañía SPT Ingeniería S.A.S esté a la vanguardia en los modelos de comunicación utilizados en las subestaciones eléctricas y permitiendo generar un alto grado de competitividad en el mercado eléctrico, de acuerdo a las nuevas tendencias tecnológicas que se están implantando en el diseño de los sistemas de protección y control de subestaciones.
pág. 10
2
Formulación del Problema
En la actualidad los sistemas eléctricos de potencia tienen un mayor grado de complejidad y robustez, esto ha generado la necesidad de contar con equipos capaces de identificar y responder de manera oportuna ante contingencias, asegurando los criterios de confiabilidad y seguridad del sistema, junto con la integridad de los seres vivos y equipos, es por esto que los dispositivos electrónicos inteligentes (IED) y la automatización de subestaciones actualmente juegan un papel fundamental en la consecución de lo anteriormente mencionado.
Los sistemas automatizados de subestaciones (SAS) tradicionalmente se han desarrollado la comunicación entre IED a través de lógica de contactos o a través de protocolos de comunicación propios de los fabricantes que limitaban el diseño del SAS a la adquisición de dispositivos de una sola marca, restringiendo de manera considerable la flexibilidad del sistema de comunicación entre dispositivos y circunscribiendo sus características a las ofrecidas por los fabricantes.
Es por lo anterior que se desarrolló la norma IEC 61850 en el año 2004 definido como el estándar internacional para la comunicación en subestaciones eléctricas, que determina el lenguaje de descripción de configuración del sistema (SCL)[1], el cual permite configurar los IED de la subestación, este permitió unificar protocolos de comunicación desarrollados por fabricantes y estandarizados (Modbus, DNP, IEC 60870, entre otras), con el fin principal de garantizar la INTEROPERABILIDAD de los IED que se en encuentran involucrados en el diseño y operación de una subestación, logrando el control y protección de la misma, independiente de la marca de los equipos instalados, adicionalmente genera un beneficio agregado disminuyendo considerablemente la necesidad de cableado, ya que a través de la comunicación Ethernet se permitirá la transmisión de mensajería GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) por la red de manera eficiente, reduciendo los tiempos de respuesta y operación, además de generar una alto grado de flexibilidad en la comunicación entre IED en el nivel de automatización inferior al SCADA. Dichas fortalezas y virtudes asociadas a la aplicación de este estándar han incrementado la necesidad de realizar estudios y pruebas que permitan verificar, diagnosticar y configurar de manera correcta la mensajería GOOSE para aprovechar de manera eficiente la interoperabilidad de los equipos, siendo hasta el momento un tema poco abordado dada la necesidad estricta de contar con los equipos para la realización de pruebas que permitan el desarrollo y validación de los beneficios propuestos por el estándar IEC61850.
pág. 11
3
Justificación
La constante evolución tecnológica que los fabricantes de IED han generado en los nuevos modelos de los equipos, destinados para la supervisión, control y protección de las subestaciones eléctricas, enfocado al cumplimiento del estándar IEC61850, en busca de garantizar mayores beneficios y generar en el mercado eléctrico una mayor presencia, suscita la necesidad de desarrollar al mismo ritmo las capacidades de poder diseñar sistemas automatizados de subestaciones que permitan explotar de manera eficiente los beneficios propuestos por cada modelo y fabricante.
pág. 12
4
Objetivos
4.1
Objetivo General
Diseñar un instructivo de aplicación de la norma IEC61850 para comunicación GOOSE, SV y MMS, para los Relés de fabricantes ABB y SIEMENS.
4.2
Objetivos Específicos
• Caracterizar el proceso mediante el cual se realiza la comunicación entre Relés a través GOOSE, SV y MMS
• Caracterizar los Modelos de Datos asociados a los IED’s, teniendo en cuenta las funciones del equipo y software de cada fabricante.
• Definir los parámetros para la configuración de protocolos de comunicación mediante mensajería GOOSE entre IED’s
• Definir y realizar pruebas de validación de la correcta comunicación entre los relés
pág. 13
5
Antecedentes y Marco Referencial
La implementación de la norma IEC 61850 en los sistemas automatizados de subestaciones ha generado una nueva tendencia en protocolos de comunicación entre IED’s que intervienen en el control, supervisión y protección de los equipos y sistemas del Sistema Eléctrico de Potencia, esto se ha realizado con el fin de garantizar primordialmente la interoperabilidad de equipos de diferentes fabricantes, mejorando los tiempos de respuesta de los equipos, mediante la determinación de protocolos estandarizados. Desde la publicación y ejecución de dicha norma los proyectos de investigación, publicaciones y conferencias técnicas se han enfocado en demostrar las ventajas, fortalezas y debilidades que se obtiene tras la aplicación de dicho estándar, con respecto a los estándares implementados anteriormente y pocos autores han enfocado su esfuerzo en desarrollar instructivos, guías o manual que detallen los pasos a seguir para la correcta configuración de los IED bajo el estándar IEC61850, a continuación se detallan los documentos identificados que permitirán sentar una base para el desarrollo del presente documento.
5.1
IEC61850 – Estándar Internacional para la Automatización de Sistemas
Eléctricos
La norma IEC61850, es una norma internacional que se diseñó con el fin único de generar un estándar que permitiera simplificar el diseño, mantenimiento y operación de los sistemas automatizados de subestaciones, motivado por las grandes dificultades presentes a la hora de identificar los ajustes y configuraciones realizados en los protocolos propietarios y otros protocolos libres, donde se presentaba primero una dificultad para identificar las ingenierías de control y protección, y segundo la imposibilidad de articular dispositivos de diferentes fabricantes. Es así como con el diseño del estándar se busca generar un protocolo que permita la interoperabilidad de dispositivos, sin interferir en la simplicidad del diseño del mismo, desarrollando así un modelo de datos que permita unificar todas las funcionalidades de los equipos en la subestación y así caracterizarlo de manera que todos los fabricantes se vinculen en el desarrollo del mismo.
De esta manera la norma IEC61850, innova en un modelo de datos, liderado por el concepto de nodo lógico, el cual permite describir de manera sencilla y estandarizada todos los componentes de la subestación, este concepto es innovador en el ámbito de automatización de subestaciones ya que permite realizar una representación virtual de la misma.
La norma adicionalmente presenta un gran beneficio en función económica ya que plantea el diseño de los sistema de control y protección por medio de redes LAN, las cuales reemplazan los sistemas convencionales de cobre, es así como se cambia de la transmisión de señales entre IED por cobre al uso de la mensajería GOOSE, la transmisión de los valores muestreados por los transformadores de instrumentos a la mensajería SV y la transmisión de información con el SCADA utilizando otros protocolos por la mensajería MMS, que se realizará a través del estándar de redes ethernet, con grandes velocidades que mejoran los tiempos de transmisión de datos y generan una ventaja a la hora de realizar funciones transferidas.
pág. 14 estándar que es aplicable a todos los sistemas de potencia y que está orientado a ser el único encargado de la automatización de subestaciones.
5.2
Identificación de la Norma
En el presente capítulo se pretende dar a conocer de manera resumida los aspectos más relevantes de la norma IEC 61850 de manera que contextualice al lector sobre el objetivo, características, ventajas y desventajas de la mismas, brindando así una expectativa al lector sobre el desarrollo del presente documento y su articulación con la norma a través de sus objetivos, resultados y conclusiones, en la tabla 1 que se presenta a continuación, se presentan dichos aspectos de la norma.
Tabla 1. Aspectos relevantes Estándar IEC61850 NORMA IEC61850
Objetivo Definir la forma de comunicación y los servicios de los distintivos equipos que integran una S/E, buscando así resolver el inconveniente de integración de los equipos de las subestaciones eléctricas pertenecientes a distintos fabricantes. Características • SCL: Lenguaje de configuración de subestaciones
• Lenguaje XML para definir el SCL, permitiendo así la comunicación entre fabricantes.
• Se basa en redes ethernet siguiendo el modelo de comunicación TCP/IP
• MMS: Mensajes con gran cantidad de datos, poca rigidez en la restricción de tiempo, usado para supervisión y control, basado en arquitectura Cliente- Servidor
• GOOSE: mensajes que requieren de un tiempo muy corto de transmisión y actuación, usado para funciones de protección, basado en arquitectura publicador- suscriptor
• SV: (Valores Muestreados) son datos tomados de los equipos de los equipos de patio (CT y PT) que cuentan con la publicación de SV o en su defecto de Merging Units, los cuales discretizan las señales de estos (Requerimient1os mínimo 80 muestras por ciclo para protección y 254 para control)
Ventajas • Garantizar interoperabilidad entre los equipos disponibles en la subestación, permitiendo la interacción entre IED de diferentes fabricantes.
• Optimización de tiempos en el intercambio de datos.
• Arquitectura abierta para futuras ampliaciones en las subestaciones
• Definición del SCL, como el lenguaje único de la subestación
• Disminución del cableado de cobre, gracias al uso de la red LAN para el envío de datos.
• Reducción de costos
• Intercambio de datos de alta velocidad
• Comunicación vertical, Cliente – Servidor, entre los IED y el SCADA.
• Comunicación horizontal, editor – suscriptor, entre IEDs a través de mensajes GOOSE
• Libre configuración
pág. 15 Inconvenientes: Generar en los usuarios la certeza de garantizar los requerimientos de los
sistemas eléctricos de potencia, reemplazando el sistema de transmisión de datos de protección convencional por medio de cable de cobre a uno a través de una red ethernet.
5.3
Estructura de la Norma
La norma se encuentra divida en 10 capítulos, en los cuales se establece cada uno de los pilares fundamentales de la misma, en los primeros apartes, permite al usuario contextualizarse con la norma, sus alcances, sus objetivos, su glosario técnico, requerimientos, de manera que se tenga una base preestablecida al momento de entrar en detalle con los apartados técnicos, en los apartados medios y finales, del 4 en adelante, se presentan todas los requerimientos para las comunicaciones, es así como en ellos se determinan, los requerimientos para los fabricantes, el modelo de lenguaje de descripción de subestaciones SCL, las estructuras básicas de comunicación, definiendo el modelo ASCI y todos los nodos lógicos allí dispuestos, para en los últimos apartados definir las especificaciones para sus protocolos de comunicación y las pruebas de conformidad, en la figura 1 se listan cada uno de los capítulos con una breve reseña de su contenido.
5.4
Lenguaje de configuración de subestaciones SCL
Es el lenguaje descriptivo de la subestación, el cual está basado en XML (eXtended Markup Language), que permite describir las configuraciones y parámetros de comunicación de los IED, documentando los dispositivos lógicos, nodos lógicos y demás elementos que describen los objetos asignados en la subestación según el protocolo IEC61850, esto con el fin de permitir el intercambio de los datos entre los equipos de la subestación.
Este lenguaje permite garantizar la interoperabilidad de los equipos de distintos fabricantes, dada la facilidad de interpretación de la descripción contenida en ella, que permite la articulación de los archivos con las herramientas de ajuste.
Es así como la norma determina los alcances del lenguaje SCL
• Descripción de la capacidad de los IED
• Especificación funcional de los equipos del SAS
pág. 16
Figura 1. Estructura de la Norma IEC61850 [2] [3] • Descripción de alcances de la norma.
IEC61850-1 INTRODUCCIÓN Y RESUMEN
• Describe los terminos definiciones empleadas en la redaccción de la norma y en el contexto de los sistemas automatizados de subestaciones.
IEC61850-2 GLOSARIO
• Define los requisitos de desempeño que deben tener los componentes asociados a la norma.
IEC61850-3 REQUERIMIENTOS GENERALES
• Defina conceptos de administración para proyectos de sistemas automatizados de subestaciones.
IEC61850-4 SISTEMA Y ADMINISTRACIÓN DEL PROYECTO
• Define los requisitos de comunicación para los modelos planteados para los equipos y funciones.
IEC61850-5 REQUERIMIENTOS DE COMUNICACIÓN
• Define el lenguaje que describe la comunicación en la subestación SCL - Substation Configuration description Language
IEC61850-6 LENGUAJE DE DESCRIPCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN PARA LA CONFIGURACIÓN
•Describe los métodos de modelado y los principios de comunicación utilizados para el desarrollo del estándar.
IEC61850-7-1 MODELOS Y PRINCIPIOS
• Descripción del interfaz ACSI, especificación de los servicios de comunicación abstractos
IEC61850-7-2 SERVICIOS DE COMUNICACIÓN ABSTRACTOS (ASCI)
• Describe las clases de datos comunes (CDC) y sus atributos
IEC61850-7-3 CLASES DE DATOS COMUNES
• Describelos nodos lógicos determinados en la norma, especificados en el modelado de funciones y equipos
IEC61850-7-4 CLASES DE NODOS LÓGICOS COMPATIBLES Y CLASES DE DATOS
• Describe los métodos en los cuales implementar los servicios de comunicaciones descritas en el estándar
IEC61850-8 SERVICIOS DE COMUNICACIÓN ESPECÍFICOS DE MAPEO MMS
• Describe la implementación de comunicación entre los equipos de patio y los IED
IEC61850-9 SERVICIOS DE COMUNICACIÓN ESPECÍFICOS DE MAPEO SV
• Describe las pruebas de conformidad para validar los dispositivos que se comunicaran utilizando estos protocolos.
pág. 17
5.4.1
Archivos SCL
Estos archivos permiten la articulación entre las herramientas de configuración de los IED y los equipos mismos, gracias al intercambio de información de manera adecuada entre los mismos, los archivos disponibles para este propósito se describen a continuación.
Tabla 2. Archivos de Descripción SCL
ARCHIVO DESCRIPCIÓN
ICD – IED capability Description
Contiene características de cada equipo, describiendo en él las funciones de comunicación, modelo de datos y nodos lógicos
presentes en cada IED. SSD (System
Specification Description)
Describe el diagrama unifilar de la subestación, diferenciando los nodos lógicos presentes en ella.
SCD (Substation Configuration
Description)
Contiene la configuración global de todos los IED que interactúan en la subestación
CID (Configured IED Description)
Contiene la configuración preestablecida para un IED y que tiene como objetivo configurar el equipo desde las herramientas de
configuración e IED
5.4.2
Proceso de Ajuste basado en SCL
El proceso de configuración de comunicación bajo el estándar IEC 61850, está definido en el lenguaje de configuración de la subestación, el que a su vez está compuesto de 3 pasos fundamentales, los cuales describen de manera general el procedimiento para la consecución de una correcta comunicación entre IED del mismo o diferente fabricante.
Para esto es necesario el uso de herramientas de ajuste de equipos apropiadas, que faciliten la configuración y generación de los archivos descritos a continuación. [4]
• Paso 1: Este primer paso contempla la creación de archivos ICD de cada uno de los dispositivos involucrados en el proceso de comunicación, es así como una vez se haya realizado de manera completa el ajuste de las funciones, se debe proceder a generar el archivo que contiene la descripción de las funciones definidas en la norma IEC61850 o archivo ICD del equipo.
Esos archivos serán cargados en el sistema de configuración SCD, el cual reúne las descripciones de todos los IED involucrados para su posterior ajuste
• Paso 2: En este paso se procede a realizar el ajuste de interacción de datos entre los equipos involucrados en el SCD, es así como se gestiona la publicación y recepción de información por parte de todos los IED, realizando así un nuevo ajuste y actualización a los archivos ICD, esta vez contemplando la comunicación con otros equipos.
pág. 18
Figura 2. Proceso Ajuste basado en SCL, Fuente el autor.
5.5
Modelo de Servicios de Comunicación.
Para la descripción del modelo de comunicación desarrollado en el estándar IEc61850, se tiene como base el modelo de arquitectura TCP/IP, descrito por las 7 capas definidas para el modelo OSI, es así como se puede evidenciar, las ventajas planteadas en el estándar, ya que para la comunicación GOOSE y SV, los cuales requieren de una transmisión de datos rápida, los cuales actúan directamente sobre la capa 2 de dicho modelo y la identificación de sus mensajes basado en las direcciones MAC, mientras que para la comunicación Cliente-servidor, la cual no se considera crítica para el correcto funcionamiento del sistema, se utiliza una mayor parte de las capas del modelo, en la siguiente figura se evidencia los protocolos descritos en la norma.
pág. 19 En la figura 3. Se evidencian los tipos de mensajes descritos para cada protocolo, en el siguiente tabal se listan estos tipos que permiten identificar de manera precisa la criticidad de cada uno de los protocolos presentes en el estándar.
Tabla 3. Tipos de Mensajes, para protocolos de comunicación IEC61850
TIPO DESCRIPCIÓN
1 Mensajes Rápidos con finalidad de protección 1A Disparos utilizados para protección
2 Mensajes de rapidez media para el control
3 Mensajes lentos para la supervisión y configuración 4 Envío de valores instantáneos de señales analógicas 5 Transferencia de ficheros
6 Sincronización de tiempo
5.6
Modelo de Datos
El modelo de datos de la subestación planteado en la norma IEC61850, surge de la dificultad de interpretar las ingenierías de control de la subestación diseñadas con el uso de protocolos propietarios u otros protocolos libres, ya que éstos no cuentan con una estandarización que faciliten la identificación de las configuraciones, limitando su mantenimiento y ajuste a personal que no se encuentra al tanto de todo el diseño de la misma. Es por esto que la norma IEC61850, definió la estructura de la subestación en objetos y funciones, logrando así definir el modelo de datos orientado a objetos, estandarizando la identificación de las estructuras del sistema automatizado de la subestación.
Es así como la norma divide los dispositivos asociados a la subestación según su funcionalidad, (Interruptores y equipos de corte, funciones de protección, transformadores de instrumentos, equipos de potencia, entre otros) definiendo así una semántica para los datos que caracterizan cada dispositivo y creando una representación virtual de todos los equipos a través de nodos lógicos. (Ver Figura 5)
pág. 20 Es entonces donde se puede describir de manera sencilla la funcionalidad de los equipos a través de la interpretación del nuevo modelo, el cual está diseñado de manera jerárquica, y tiene como primer elemento el dispositivo lógico, que representa un equipo físico de la subestación, éste a su vez está compuesto de funciones las cuales se definen en el innovador concepto de nodo lógico.
Los nodos lógicos se componen así de objetos de datos, que se encargan de identificar cada elemento que compone la función que está representada en el nodo lógico, así mismo cada elemento está compuesto por atributos, permitiendo así definir su propósito en la estructura del modelo de datos, los atributos están compuestos por tipos de datos, booleanos, enteros son algunos de los ejemplos de datos, los cuales se pueden unir para formar tipos de datos compuestos y posteriormente formar el concepto de clases de datos comunes CDC, entre los que se destacan, la clase de medida, de estados entre otros, esto se puede identificar de manera gráfica en la Figura 5.
En la figura anterior se evidencio el modelo jerárquico planteado por la norma, usando como ejemplo el dato asignado para conocer la posición del interruptor de potencia, para ilustrar cada uno de los elementos determinados en la IEC61850 y una vez claro esto es necesario identificar la estructura que se genera a través de la norma para la identificación del dato (Ver figura 6) y donde no se encuentran todos los elementos que lo caracterizan, ésta dirección permite realizar la comunicación de dicho dato a través de los protocolos propuestos en la norma.
Figura 6. Estructura Dato posición Interruptor
CB1/XCBR.Pos.stVal
Standard Data Types Common Attributes Common Data Classes [CDC] Data Objects [DO] Nodo Lógico [LN] DispositivoLógico [LD]
CB1
XCBR
Pos
DPC
stVal
boolean
pág. 21
5.6.1
Niveles Lógicos
La norma IEC61850 define 3 niveles lógicos, que determinan las funciones del sistema automatizado de subestaciones y donde se realizan las operaciones de control protección y monitoreo, a continuación, se listan los niveles.
Tabla 4. Niveles Lógicos SAS
NIVEL FUNCIÓN
Proceso Nivel donde se concentran las señales de los equipos de patio, para posteriormente ser transmitidos al nivel de bahía
Bahía Nivel de recepción de datos del nivel de proceso, aquí se realizan procedimientos de control y protección de los equipos de potencia.
Estación Nivel de monitorio y control de equipos de potencia, por medio de la recepción concentrada de todas las señales presentes en los demás niveles.
Para la comunicación entre los niveles lógicos se definen 10 interfaces que realizan las funciones planteadas en la tabla anterior y se ilustran de mejor manera en la figura .[6]
1. Datos de Protección entre el nivel de estación y el nivel de posición 2. Datos de protección entre teleprotecciones
3. Datos internos de nivel de posición
4. Datos de medida entre nivel de proceso y nivel de posición 5. Datos de control entre nivel de proceso y nivel de posición 6. Datos de control entre nivel de estación y nivel de posición 7. Datos de teleconfiguración y telesupervisión
8. Datos de protección entre niveles de posición 9. Datos de control internos de nivel estación
10. Datos de control entre nivel de estación y los centros de control
pág. 22
5.6.2
Dispositivo Lógico [LD]
Nombre asignado a los objetos que representan funciones como medida, control, protección, entre otras, dispositivos físicos como interruptores, seccionadores, o funciones específicas asociadas a algunos equipos como funciones de protección y sincronización, la determinación de que dispositivos lógicos están asociados a cada equipo depende de las características definidas por cada fabricante. Estos dispositivos lógicos tienen asociados nodos lógicos que definen las características de este, a continuación, se presenta un ejemplo de un dispositivo lógico y sus nodos lógicos asociados.
En la Figura 8, se presenta la representación del dispositivo lógico CB1 definido para un relé multifuncional, en él se identifican los nodos lógicos (XBCR, CSWI, CILO…) que determinan las funciones que caracterizan la operación de este equipo de maniobra.
5.6.3
Nodos Lógicos [LN]
Los nodos lógicos son la representación funcionalidades de dispositivos de la subestación, es así como pueden representar tanto a un dispositivo tangible como transformadores de instrumentos, interruptores, seccionadores, entre otros, como simbolizar funcionalidades de asociadas a dispositivos, como las funciones de protección, los valores de medida entre otros.
la norma IEC61850 en su parte 7-4: Estructura básica de comunicación, “especifica el modelo de información de los dispositivos y las funciones en general relacionadas con el uso común con respecto a las aplicaciones en sistemas para la automatización de servicios de energía”[7], es así que se puede identificar la estructura del nodo lógico XCBR correspondiente a un interruptor.
[LD] CB1 - Circuit Breaker 1
•
[LN]LLN0 - Nodo lógico cero
•
[LN]GAPC - Generic Automatic Process control
•
[LN]PTRC1 - Protection trip conditioning
•
[LN]XCBR1 - Circuit Breaker
•
[LN]CSWI1 - Switch Control
•
[LN]CILO1 - Interlocking
pág. 23
pág. 24 La norma clasifica los nodos lógicos en los grandes grupos de funciones presentes en la subestación, como son protección, medida, control, equipos de corte entre otros, los cuales son identificados con una letra, permitiendo así establecer una diferenciación de cada grupo por la primera letra del nodo lógico, a continuación, se describen los grupos y se listan los nodos lógicos presentes en ellos:
Tabla 5. Nodos lógicos definidos en la norma IEC61850-7-2 [8] GRUPO L: NODO LÓGICO DEL SISTEMA
Describen información específica del sistema, donde se incluye información de los dispositivos físicos que contienen dispositivos lógicos.
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
LPHD Información de dispositivo físico
LLN0 Logical node zero, Estado de un dispositivo lógico
LCCH Supervisión de canal físico de comunicación
LGOS Suscripción GOOSE
LSVS Suscripción Sampled Values
LTIM Administración del tiempo
LTMS Supervisión del tiempo maestro
LTRK Seguimiento del servicio
GRUPO A: NODO LÓGICO DE CONTROL AUTOMÁTICO
Describen las funciones de control de procesos, que no están asociadas a la protección
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
ANCR Regulador de corriente de neutro
ARCO Control de potencia reactiva
ARIS Control de resistor
ASEQ Secuenciador
ATCC Controlador automático cambiador de tomas
AVCO Control de voltaje
GRUPO C: NODO LÓGICO DE CONTROL
Describen las funciones de control, asociado principalmente con los equipos de corte
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
CALH Manejo de alarmas
CCGR Control del grupo de refrigeración
CILO Interlocking
CPOW Cambio de punto en onda
CSWI Controlador de interruptor
CSYN Controlador de sincronismo
GRUPO F: NODO LÓGICO DE BLOQUES FUNCIONALES
Describe las funciones de nodos lógicos que se encuentran implícitas en la configuración de los dispositivos
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
FCNT Contador de nodo lógico
FCSD Descripción de forma de onda
FFIL Filtro genérico
FLIM Limitación de salida de la función de control
FPID Regulador de control PID
FRMP Función de rampa
FSCC Controlador de horario
FSCH Horario
pág. 25
FXOT Acción de sobreumbral
FXUT Acción de subumbral
GRUPO G: NODOS LÓGICOS GENÉRICOS
Permiten representar funciones que no están disponibles en los nodos existentes
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
GAPC Genérico de control de proceso automático
GGIO Genérico de proceso de entrada salida
GLOG Genérico de registro
GSAL Genérico de aplicación de seguridad
GRUPO I: NODO LÓGICO DE INTERFACE Y ARCHIVO
Describe las funciones que determinan las interfaces y opciones de archivo en el sistema
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
IARC Archivo
IHMI Interface humano-máquina
ISAF Función de alarma de seguridad
ITCI Interface de telecontrol
ITMI Interface de telemonitoréo
ITPC Interface de comunicación de teleprotección
GRUPO K: NODOS LÓGICOS PARA EQUIPOS PRIARIOS MECÁNICOS Y NO ELÉCTRICOS
Describe los equipos no eléctricos del sistema y sus funciones
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
KFAN Ventilador
KFIL Filtro
KPMP Bombas
KTNK Tanque
KVLV Control de Válvula
GRUPO M: NODOS LÓGICOS DE MEDIDA
Describe las funciones de medida que se presentan en los equipos destinados para ello
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
MENV Información Ambiental
MFLK Medida de fluctuaciones
MFLW Medida de flujo
MHAI Medida de armónicos
MHAN Medida de armónicos no relacionados con fases de Corriente alterna
MHET Valores medidos en calor
MNTN Medidas monofásicas
MMTR Medidas trifásicas
MMXN Medidas no relacionadas con fase de corriente alterna
MMXU Medidas generales
MSQI Medidas de secuencia
GRUPO P: NODOS LÓGICOS FUNCIONES DE PROTECIÓN
Describen las funciones de protección
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
PDIF Protección Diferencial
PDIR Protección Direccional
PDIS Protección de distancia
PDOP Protección de sobrepotencia direccional
pág. 26
PFRC Protección de frecuencia
PHAR Restricción de armónicos
PHIZ Protección de falla de aislamiento
PIOC Protección instantánea de sobrecorriente
PMRI Protección de inhibición de reinicio de motor PMSS Protección de supervisión del tiempo de inicio del motor
POPF Protección de sobre factor de potencia
PPAM Protección de medida de ángulo de fase
PRTR Protección de rotor
PSCH Esquema de protección
PSDE Protección sensitiva direccional de falla a tierra
PTEF Protección de falla transiente a tierra
PTHF Protección de tiristor
PTOC Protección temporizada de sobrecorriente
PTOF Protección de sobrefrecuencia
PTOV Protección de sobretensión
PTRC Disparo general
PTTR Protección de temperatura
PTUC Protección de subcorriente
PTUF Protección de subfrecuencia
PUPF Protección de sub factor de potencia
PVOC Protección de sobrecorriente controlada por tensión
PVPH Protección voltios por Hertz
PZSU Protección de velocidad cero o subvelocidad
GRUPO Q: NODOS LÓGICOS PARA EVENTOS DE CALIDAD DE POTENCIA
Describe las funciones que permiten evidenciar los sucesos que afectan el correcto funcionamiento de la subestación
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
QFVR Variación de frecuencia
QITR Transiente de corriente
QIUB Variación de desbalance de fase
QVTR Transiente de tensión
QVUB Variación de desbalance de voltaje
QVVR Variación de Voltaje
GRUPO R: NODOS LÓGICOS DE FUNCIONES RELACIONADAS CON PROTECCIÓN
Describe las funciones que complementan las funciones de protección
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
RADR Registrador de eventos de canal análogo
RBDR Registrador de eventos de canal binario
RBRF Falla de interruptor
RDIR Elemento Direccional
RDRE Función de registrador de eventos
RDRS Manejo de registrador de eventos
RFLO Localizador de fallas
RMXU Medidas diferenciales
RPSB Detección y bloqueo de oscilaciones de potencia
RREC Recierre
pág. 27
GRUPO S: NODOS LÓGICOS DE SUPERVISIÓN Y MONITOREO
Describen las funciones relacionadas con la supervisión y monitoreo de la subestación
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
SARC Monitoreo y diagnóstico de arcos
SCBR Supervisión de interruptor
SIMG Supervisión de medio aislante, gas
SIML Supervisión de medio aislante, líquido
SLTC Supervisión del cambiador de tomas
SOPM Supervisión de los mecanismos de operación
SPDC Monitoreo y diagnóstico para descargas parciales
SPRS Supervisión de presión
SPTR Supervisión de transformador de potencia
SSWI Supervisión de seccionador
STMP Supervisión de Temperatura
SVBR Supervisión de presión
GRUPO T: NODOS LÓGICOS DE TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS
Describen las funciones asociadas a los transformadores de instrumentos
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
TANG Sensor de ángulo
TAXD Sensor de Desplazamiento axial
TCTR Transformador de corriente
TDST Sensor de distancia
TFLW Sensor de Flujo de caudal
TFRQ Sensor de frecuencia
TGSN Sensor genérico
THUM Sensor de Humedad
TLVL Sensor de nivel
TMGF Sensor de campo magnético
TMVM Sensor de movimiento
TPOS Indicador de posición
TPRS Sensor de presión
TRTN Trasmisor de velocidad angular
TSND Sensor de presión sonora
TTMP Sensor de temperatura
TTNS Sensor de tensión mecánica
TVBR Sensor de vibración
TVTR Transformación de tensión
TWPH Nivel de PH
GRUPO X: NODOS LÓGICOS DE EQUIPOS DE CORTE
Describen los equipos de corte o maniobra presentes en la subestación
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
XCBR Interruptor
XSWI Seccionador
GRUPO Y: NODOS LÓGICOS DE QUIPOS DE POTENCIA
Describen los quipos de potencia presentes en la subestación
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
YEFN Limitador de falla a tierra
YLTC Cambiador de tomas
pág. 28
YPTR Transformador de potencia
GRUPO Z: NODOS LÓGICOS PARA OTROS EQUIPOS DEL SISTEMA DE POTENCIA
Describe los equipos y demás funciones que no están incluidas en los demás grupos
NODO LÓGICO DESCRIPCIÓN
ZAXN Red auxiliar
ZBAT Batería
ZBSH Cojinetes
ZCAB Cables de potencia
ZCAP Banco de capacitores
ZCON Convertidor
ZGEN Generador
ZGIL Línea aislada a gas
ZLIN Línea aérea
ZMOT Motor
ZREA Reactor
ZRES Resistor
ZRRC Componente reactivo rotativo
ZSAR Pararrayos
ZSCR Rectificador controlado
ZSMC Máquina sincrónica
ZTCF Convertidor de frecuencia controlado por tiristor
ZTCR Componente reactivo controlado por tiristor
Así mismo estos grupos de nodos lógicos se pueden clasificar de acuerdo a la información y función que cumplen en la subestación, es así como se identifican funciones de sistema, de interface, de nivel de bahía, de nivel de procesos o de uso general, tal y como se evidencia en la siguiente figura.
pág. 29
5.6.4
Objetos de Datos [DO]
Representan información más específica contenida en los nodos lógicos, es decir cada nodo lógico está compuesto por diferentes objetos que pueden determinar valores de estado, de medida, de calidad, de tiempo, definiendo pequeñas características del LN y que juntos determinan la funcionalidad del mismo.
A continuación, se muestra el ejemplo de objeto de dato POS, donde se puede identificar los atributos, y restricción de funciones que lo constituyen.
Tabla 6. Objeto de Dato POS, Basado en [9] DATA “POS”
Attribute Name Attribute Type Functional Constraint
stVal q
t
Boolean Quality
TimeStamp Status (ST)
d Visible String 255 Description (DC)
subEna subVal subQ subid Boolean Boolena Quality Visible String 64
Substitution (SV)
5.6.5
Clases de Datos Comunes [CDC]
Las clases de datos comunes definidas en el apartado 7-3 de la norma, permiten clasificar los objetos de datos, de manera que se pueda identificar su funcionalidad dentro de la caracterización del nodo lógico al cual pertenece.
Tabla 7. CDC definidos en la norma IEC61850 [9]
INFORMACIÓN DE ESTADO
SPS – Single Point Status DPS – Double Point Status INS – Integer Status
ACT – Protection Activation info
ACD – Activation Info Directional Protection SEC – Security Violation Counting
BCR - Binary Counter Reading
INFORMACIÓN DE MEDIDAS
MV – Measurement Value
CMV – Complex Measured Variable SAV – Sampled Value
WYE – Phase to Ground DEL – Phase to Phase SEQ – Sequence
HMV – Harmonic Value
HWYE – Harmonic Value for WYE HDEL – Harmonic Value for DEL
INFORMACIÓN DE STATUS CONTROLABLE
pág. 30 BSC – Binary Controlled Step Position Info ISC – Integer Controlled Step Position Info
INFORMACIÓN DE AJUSTE DE ESTADO SPG – Single Point Seting
INFORMACIÓN DE DESCRIPCIÓN DPL - Device Name Plate LPL – Logical Node Name Plate CSD – Curve Shape Description
5.6.6
Functional Constraint [FC]
Las Restricciones funcionales, permiten identificar cada uno de los atributos dependiendo de su funcionalidad, es así como se puede identificar que la posición de interruptor “CB1/XCBR.Pos.stVal” pertenece a la restricción funcional de Status “ST”, dado que permite conocer en tiempo real el estado del dispositivo, en la siguiente tabla se puede evidenciar las restricciones funcionales determinadas por la norma IEC61850.
Tabla 8. Funtional Construct [9] FC DESCRIPCIÓN
ST Estado de dispositivos MX Valores de medida
CO Comandos de Proceso, control SP Puntos de Ajuste,
SV Sustitución CF Configuración DC Descripción SG Grupos Ajustables SE Valores editables CB Circuit Breaker SP Parámetros de Salida Ex Valores externos
5.6.7
Atributos de Datos [DA]
La norma en el apartado 7-3, definen 12 atributos de datos común, estos son:
• Calidad
• Valor Análogo
• Configuración de valor análogo
• Configuración de Rango
• Posición de paso con indicación transitoria
• Configuración de pulso
• Autor
• Definición de la unidad
• Definición vectorial
• Definición del punto
• Definición de modelos de control
pág. 31
5.6.8
Modelo para Intercambio de Información
5.6.8.1 Data-Set
Herramienta que permite agrupar datos y atributos de datos, en bloques que recopila gran cantidad de información de manera libre de acuerdo a lo establecido por el usuario. [10]
En la Figura 11, se puede evidenciar los ajustes necesarios de un Data Set, según la herramienta de ajuste de IED PCM600, en la ventana “Data set entries”, Se evidencian los datos implícitos conjunto creado.
Figura 11. Data Set, PCM600 ABB
5.6.8.2 Report-Control-Block (RCB) y Log-Control-Block (LCB)
pág. 32
Figura 12. Reports And Data Set, IEC System Configurator SIEMENS
Existen 2 clases de reports BRCB (Buffered Report Control Block) y URCB (Unbuffered Report Control Block)
5.6.8.2.1 BRCB – Bloque de Control de Informe Almacenado
La clase BRCB, permite el almacenamiento de datos en buffers, de manera que la transmisión de estos pueda ser realizada después de un tiempo determinado, es así como esta clase de reportes es útil para mantener registro de eventos incluso en acontecimientos donde la comunicación cliente servidor se pierda, adicionalmente se genera la función de Secuencial de eventos (SoE).
5.6.8.2.2 URCB – Bloque de Control de Informe no Almacenado
La Clase URCB solo permite la comunicación en los tiempos determinados mientras la comunicación entre cliente servidor se mantenga en pie, y ante el acontecimiento de la pérdida de dicha comunicación, las contingencias ocurridas durante dicho periodo de tiempo no serán registradas 5.6.8.3 Control Blocks for generic Substation events (GSE)
Permite la distribución rápida y confiable de los valores de entrada y salida en todo el sistema, permitiendo la comunicación horizontal entre IED.
pág. 33
Figura 13. Create New GOOSE Control, PCM600 ABB
5.6.8.4 Control Blocks for transmission of Sampled Values.
Permite la rápida y confiable transmisión de valores muestreados obtenidos por los equipos de patio a través de la red LAN.
5.7
Mensajería GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event).
pág. 34
5.7.1
Descripción
La mensajería GOOSE está definida según la norma IEC 61850 por el modelo editor-suscriptor, el cual se caracteriza por la publicación de mensajes multicast, los cuales transitan por la red local , con información que se caracterizan por tener identificación del equipo editor y los datos publicados cuentan con estampa de tiempo y sin un destino definido, permitiendo su visualización por cada uno de los equipos asociados a la red, y posibilitando así que cada equipo tome únicamente la información necesaria, es así que se puede definir al equipo que publica el mensaje como EDITOR y a cualquier equipo que adquiera datos de los mensajes enviados por éste como SUSCRIPTOR.
La transmisión de la mensajería GOOSE se caracteriza por realizarse forma cíclica y controlada, es así como se presenta una de las grandes ventajas de este modelo de comunicación, ya que, al momento de presentarse una contingencia, falla o novedad en los datos implícitos en los mensajes GOOSE, se permite la rápida transmisión de datos, gracias a la presencia de un bit de prioridad que genera un permisivo de la mensajería, para adelantarse a su ciclo de envío normal (Ver Figura 15).
Figura 15. Envío de Mensajería GOOSE, Tomado de [11]
pág. 35
Figura 16. Tiempos de transmisión de Datos, Mensajería GOOSE, tomado de [12]
5.7.2
Ventajas:
• Eliminación del cableado convencional para la comunicación entre IED
• Recepción de datos de un editor por muchos suscriptores a través de una única red LAN.
5.7.3
Desventajas:
No es posible verificar si un equipo determinado recibió la información de manera oportuna.
5.7.4
Características:
• Publicación de mensajes Multicast
• Envíos periódicos de la información, los mensajes son enviados a través de la red LAN con una frecuencia determinada, la cual aumenta al momento de que uno de los datos que contiene el mensaje cambia de estado, permitiendo así la recepción y monitoreo de la información por parte de los equipos suscriptores.
• Mensaje sin confirmación de recepción, es decir que el equipo editor nunca puede verificación de recepción de su información por parte de otro.
5.7.5
Uso
• Disparo transferido de interruptores.
• Verificación de estados de los equipos de protección, así como de las acciones de protección.
pág. 36
• Interlocking de interruptores
5.8
Sampled Values
Los valores muestreados, también conocidos como Sampled Measured Values o Sampled Analog Values, constituyen la mensajería descrita en la norma IEC61850, para la comunicación entre los equipos de patio y los IED a través del bus de procesos, es así como se permite realizar la medición de corrientes de fase de línea, tensiones de fase o de línea, así como demás valores que son tomados través de los transformadores de instrumentos, de manera segura a través del uso de redes LAN, reemplazando así el uso de cable de cobre convencional para la transmisión de los valores tomados de los equipos de patio, todo esto está descrito en el apartado 9-1 y 9-2.
5.8.1
Ventajas:
• Eliminación del cableado convencional para la comunicación entre los equipos de patio y los IED
• Recepción de datos de un editor por muchos suscriptores a través de una única red LAN.
5.8.2
Desventajas:
• No existe gran fiabilidad en la entrega de información de los mensajes.
5.8.3
Características:
• Uso del método de transmisión emisor- suscriptor
• Permite la transmisión de datos a través de Merging Units para equipos de patio que no cuentan con este protocolo de comunicación
• Publicación de mensajes Multicast
pág. 37
6
Desarrollo de la Pasantía
El desarrollo del presente documento y todas las directrices que permitieron el progreso de la pasantía, tuvieron como objetivo central conseguir la comunicación de IED bajo el estándar IEC61850, de modo que se permitiera el desarrollo de una guía que facilite la aplicación de la norma. La pasantía fue realizada de manera teórico-práctica, aprovechando el beneficio de contar los equipos necesarios en las instalaciones de SPT Ingeniería S.A.S, la licencia de los softwares para el ajuste de los equipos, así como la posibilidad de implementar de manera progresiva los resultados obtenidos en la aplicación de ingenierías y pruebas en los servicios brindados por la empresa.
6.1
Metodología.
En la siguiente tabla se describe la metodología desarrollada para desarrollar la guía práctica y alcanzar los objetivos planteados.
Tabla 9. Metodología de desarrollo de la Pasantía
PROCEDMIENTO DESCRIPCIÓN
Identificación de relés Multifuncionales
Para el inicio de lo planteado fue necesario realizar una
caracterización de cada uno de los componentes presentes en los relés multifuncionales, de manera que se pudiera identificar cada una de sus herramientas dispuestas para la comunicación bajo el protocolo IEC61850
Red LAN La red LAN cumple una función fundamental, dentro del proceso de comunicación bajo el protocolo IEC61850 ya que a través de esta se realizará el envió y recepción de los datos.
Software de Ajuste
Las herramientas descritas en la descripción de cada uno de los software necesarios para el ajuste de la comunicación de los IED permiten configurar de manera adecuada la comunicación entre equipos.
Aplicación de ajustes en
relés Permite realizar un registro de la validación de los ajustes realizados mediante la aplicación de casos de estudio.
6.2
Identificación de Relés multifuncionales
pág. 38
6.2.1
ABB REC650
Relé multifuncional REC650, es un dispositivo que tiene como función principal el control de bahías, utilizado generalmente para configuraciones barra sencilla, doble barra o para el control de equipos asociados al campo de acople, es así como ABB define la funcionalidad del equipo como “REC650 se utiliza para el control, la protección y el monitoreo de diferentes tipos de bahías en redes eléctricas. El IED es especialmente adecuado para aplicaciones en sistemas de control con IED de control distribuido en todas las bahías con altas exigencias de fiabilidad.” Tomado de [13]
Figura 17. Relé Multifuncional REC650
6.2.1.1 Diagrama unifilar de Conexión y nodos lógicos de sus funciones.
pág. 39
Figura 18. Diagrama Unifilar de Conexión REC650, tomado de [12] Tabla 10. Principales nodos lógicos relé REC650
NODO LÓGICO FUNCIÓN
CBAY Control de bahía
CILO Interlocking
CSWI Controlador de Equipo de Maniobra
MMTR Cálculo de Energía
CMMXU Medición de Corrientes
VMMXU Medición de Tensiones
MSQI Medición de Secuencias de corriente y tensión PIOC Protección Instantánea de Sobrecorriente 50 PTOC Protección temporizada de sobrecorriente 51
PTOV Protección de Sobrevoltaje
PTRC Lógica de Disparo de Protecciones
RBRF Protección Falla Interruptor
RDRE Reporte de Perturbaciones
RSYN Verificación de Sincronismo 25 SCBR Monitoreo condición de interruptor SIMG Supervisión de aislamiento por medio de gas
XCBR Interruptor
pág. 40 6.2.1.2 Puertos Protocolo IEC61850
El relé multifuncional REC650, soporta protocolos de comunicación IEC61850-8-1 (Comunicación Horizontal GOOSE entre IED) y DNP3 sobre el modelo TCP/IP y para esto cuenta con un puerto ethernet ubicado en la parte posterior del equipo, y el cual se conecta a través de conector LC multimodo de fibra óptica (100 BASE-FX)[13].
Figura 19. Puertos de Comunicación, REC650, Tomado de [13]
pág. 41
6.2.2
ABB RET650
Relé multifuncional RET650, es un dispositivo que tiene como función principal el control y protección de transformadores, donde tiene como función principal la protección contra fallas internas del equipo, a través de su protección diferencial, es así como ABB define la funcionalidad del equipo como “RET650 proporciona un rápido y selectivo dispositivo de protección, monitorización y control de transformadores de dos y tres devanados, Autotransformadores, unidades generador-transformador y reactores shunt. El IED del generador-transformador está diseñado para funcionar correctamente en un amplio rango de frecuencias con el fin de adaptarse a las variaciones de frecuencia del sistema eléctrico durante las perturbaciones y el arranque y apagado del generador.” Tomado de [14]
Figura 21. Relé multifuncional RET650
6.2.2.1 Diagrama unifilar de Conexión y Funciones.
pág. 42
Figura 22. Diagrama Unifilar de Conexión RET650, tomado de[14] Tabla 11. Principales nodos lógicos relé RET650
NODO LÓGICO FUNCIÓN
RPLD Discrepancia de Polos
CSWI Controlador de Equipo de Maniobra
CMMXU Medición de Corrientes
VMMXU Medición de Tensiones
MSQI Medición de Secuencias de corriente y tensión PTOC Protección temporizada de sobrecorriente 51
PTOV Protección de Sobrevoltaje
PTRC Lógica de Disparo de Protecciones
RBRF Protección Falla Interruptor
RDRE Reporte de Perturbaciones
pág. 43 SCBR Monitoreo condición de interruptor
XCBR Interruptor
XSWI Control de Interruptor
YLTC Cambiador de Tomas
PDIF Protección Diferencial
PTTR Protección de Sobrecarga térmica
6.2.2.2 Puertos Protocolo IEC61850
El relé multifuncional RET650, soporta protocolos de comunicación IEC61850-8-1 (Comunicación Horizontal GOOSE entre IED) y DNP3 sobre el modelo TCP/IP y para esto cuenta con un puerto ethernet ubicado en la parte posterior del equipo, y el cual se conecta a través de conector LC multimodo de fibra óptica (100 BASE-FX) [14]
Figura 23. Puertos de Comunicación, RET650, Tomado de[14]
6.2.3
SIEMENS 7SJ64
pág. 44
Figura 24. Relé Multifuncional SIEMENS 7SJ64
6.2.3.1 Diagrama unifilar de Conexión y Funciones.
Figura 25. Diagrama Unifilar de Conexión SIPROTEC4 7SJ64, tomado de [15] Tabla 12. Principales nodos lógicos relé 7SJ64
NODO LÓGICO FUNCIÓN
RDRE Registro de oscilografías de fallas PTOC Protección de Sobrecorriente
pág. 45 PHIZ Falla a Tierra y Características de falla direccional a tierra = V0/I0 ϕ mea PTOC Protección de secuencia negativa
PMSS Supervisión de arranque de motores PTTR Protección de Sobrecarga térmica PMRI Contador de arranque de motores PMLJ Protección contra atascos de carga PTUV Protección de bajo voltaje
PTOV Protección de sobrevoltaje PTOF Protección de sobre-Frecuencia PTUF Protección de baja frecuencia
RSYN Función grupo 1 verificación de sincronismo y voltaje RBRF Protección de falla de interruptor
RREC Recierre
6.2.3.2 Puertos Protocolo IEC61850
El relé multifuncional SIPROTEC 4 7SJ64, soporta protocolos de comunicación IEC61850-8-1 (Comunicación Horizontal GOOSE entre IED), cuenta con un puerto ethernet ubicado en la parte posterior del equipo, y el cual se conecta a través de conector ST multimodo de fibra óptica o eléctricamente a través del conector RJ45 (100 BASE-FX), permitiendo así la conexión a el bus ethernet de otros fabricantes o propio [15]
pág. 46
Figura 27. Puerto de Conexión B y conector ST, Relé SIPROTEC 4 7SJ64
6.3
Red LAN
Para realizar la comunicación entre IED se utilizó el switch de red presente en las instalaciones de SPT, permitiendo así el uso de la red LAN allí presente para el envío y recepción de datos de los equipos, a continuación, se detallan las características del Switch utilizado, así como de los ajustes necesarios.
6.3.1
Switch TP-LINK TL-SG3424
Switch Gestionable Gigabit L2 JetStream de 24 Puertos con 4 Ranuras SFP.
pág. 47
Figura 28. Switch TP-LINK TL-SG3424, tomado de [16]
6.3.1.1 Especificaciones Técnicas
Tabla 13. Especificaciones técnicas Switch TP-LINK TL-SG3424 [16]
Estándares y protocolos
IEEE 802.3i, IEEE 802.3u, IEEE 802.3ab, IEEE802.3z, IEEE 802.3ad, IEEE 802.3x, IEEE 802.1d, IEEE 802.1s, IEEE 802.1w, IEEE 802.1q, IEEE 802.1x, IEEE 802.1p
Interfaz
24 puertos RJ45 a 10/100/1000 Mbps
(Negociación automática, MDI/MDIX automático) 4 slots SFP combo a 100/1000 Mbps*
1 puerto de consola
Medios de Red
10BASE-T: Cable UTP categoría 3, 4, 5 (100 metros máximo) 100BASE-TX/1000Base-T: cable UTP categorías 5, 5e o superior (máximo 100 m)
100BASE-FX:MMF,SMF 1000BASE-X: MMF, SMF
Fuente de
Alimentación 100-240 Vac 50-60 Hz
Potencia 23.3W (220/50Hz)
Dimensiones 17,32*8,7*1,73 pulgadas (440*220*44mm)
Fibra óptica
Cuenta con 4 puertos para el uso de transceivers SFP, presenta la
particularidad de que tiene 2 puertos RJ45 asociados a 2 SFP, denominados puerto Combo, lo que significa que no pueden ser usados simultáneamente, dado que primaría el uso del puerto SFP.
6.3.2
Ajuste De Los Puertos
pág. 48
Figura 29. TP-LINK Software para ajustes del Switch
Identificando los puertos de la siguiente manera:
Tabla 14. Identificación de los puertos según lo dispuesto en el software.
PUERTO IDENTIFICACIÓN
Puerto RJ45 sin conectar a un equipo
Puerto RJ45 Conectado a un equipo a velocidad de 1000Mbps
Puerto RJ45 Conectado a un equipo a velocidad de 100Mbps
Puerto SFP sin conectar a un equipo
Puerto SFP Conectado a un equipo a velocidad de 1000Mbps Puerto SFP Conectado a un equipo a velocidad de 100Mbps
