Algunos comentarios, pruebas y conclusiones acerca de la norma IEC 61850, un estándar internacional para la comunicación en subestaciones eléctricas y sistemas de automatización de la energía.
La norma IEC 61850 es un estándar internacional para la comunicación en subestaciones eléctricas y sistemas de automatización de la energía. Sus principios fundamentales incluyen los siguientes:
- Interoperabilidad: permite la comunicación entre dispositivos de diferentes fabricantes, garantizando que funcionen juntos sin problemas.
- Modelo de datos basado en objetos: utiliza un modelo de datos que representa los dispositivos y sus funciones como objetos, facilitando la comprensión y el manejo de la información.
- Comunicación basada en servicios: implementa una arquitectura de comunicación que se basa en servicios, permitiendo una interacción eficiente y flexible entre los dispositivos.
- Configuración y gestión de dispositivos: proporciona herramientas para la configuración automática y la gestión de dispositivos, lo que reduce el tiempo y esfuerzo requeridos para la implementación.
- Soporte para tiempo real: permite la transmisión de datos en tiempo real, crucial para aplicaciones de control y protección en sistemas eléctricos.
- Uso de protocolos estándar: emplea protocolos de comunicación estándar como TCP/IP y MMS, lo que facilita la integración en redes existentes.
- Escalabilidad y flexibilidad: diseñada para ser escalable, permitiendo la expansión y adaptación a diferentes necesidades y configuraciones de sistemas eléctricos.
Estos principios hacen de IEC 61850 un estándar robusto y eficiente para la automatización y el control en el sector de la energía.
La aplicación de IED (del inglés, ‘dispositivo electrónico inteligente’) conectados entre sí a través de una red LAN (del inglés, ‘red de área local’) y bajo el estándar IEC 61850 conforma una sistema eficiente, económico y seguro que satisface las necesidades de cada una de las funciones de protección, supervisión, control y automatización.
En rigor, el protocolo IEC 61850 es la estandarización de la industria eléctrica para la normalización de las comunicaciones entre dispositivos de subestaciones de los diversos fabricantes que existen en el mercado.
La aplicación de IED (del inglés, ‘dispositivo electrónico inteligente’) conectados entre sí a través de una red LAN (del inglés, ‘red de área local’) y bajo el estándar IEC 61850 conforma una sistema eficiente, económico y seguro que satisface las necesidades de cada una de las funciones de protección, supervisión, control y automatización.
En rigor, el protocolo IEC 61850 es la estandarización de la industria eléctrica para la normalización de las comunicaciones entre dispositivos de subestaciones de los diversos fabricantes que existen en el mercado.
Estos principios hacen de IEC 61850 un estándar robusto y eficiente para la automatización y el control en el sector de la energía.
Una estación transformadora y su sistema de automatización
En el país, hemos diseñado y construido varias estaciones transformadoras con este tipo de tecnología, conformando el grupo de las pocas que han migrado a este sistema. La distribución de equipos que conforman bahías de control y la arquitectura del sistema de control son parte del criterio de diseño de cada proyecto.
Durante el desarrollo del proyecto de una estación transformadora y su sistema de automatización, hemos en cuenta y concretado las siguientes especificaciones:
Durante el desarrollo del proyecto de una estación transformadora y su sistema de automatización, hemos en cuenta y concretado las siguientes especificaciones:
- Funcionalidad: se refiere al diagrama unifilar de la estación y las funciones de control y protección que ejecutará el sistema automatizado.
- Desempeño: toma en cuenta los tiempos de reacción de los dispositivos ante cierta cantidad o avalancha de eventos, así como en cuanto a la confiabilidad y a la disponibilidad de estos, sin pérdida de ninguno de ellos.
- Condiciones: establecen la necesidad de contar con interfaces para las operaciones de los dispositivos, una distribución sectorizada para la ubicación de controles remotos, de distancias adecuadas entre componentes, suficiente espacio constructivo, blindaje electrostático o electromagnético (adecuado nivel de aislamiento) de los equipos y dispositivos, puestas a tierra y, lo más importante, los tipos y clases de IED.
Las comunicaciones a nivel de estaciones transformadoras son una herramienta muy importante que día a día se hace muy necesaria en lo referente a automatización, control y protecciones.
Como mencionamos,IEC 61850 provee interoperabilidad entre IED para las aplicaciones de protecciones, monitoreo, medición, control y automatización en las subestaciones. La funcionalidad de la automatización está dada por las tareas de los IED y no por el estándar. De esta forma, el sistema de comunicaciones interno de la estación transformadora (red LAN) es la red troncal de la automatización, mientras que IEC 61850 es una herramienta con la cual se realiza el diseño de la automatización.
Como mencionamos,IEC 61850 provee interoperabilidad entre IED para las aplicaciones de protecciones, monitoreo, medición, control y automatización en las subestaciones. La funcionalidad de la automatización está dada por las tareas de los IED y no por el estándar. De esta forma, el sistema de comunicaciones interno de la estación transformadora (red LAN) es la red troncal de la automatización, mientras que IEC 61850 es una herramienta con la cual se realiza el diseño de la automatización.
IEC 61850 provee interoperabilidad entre IED para las aplicaciones de protecciones, monitoreo, medición, control y automatización en las subestaciones.
Figura 1
Arquitectura/Física
Se puede iniciar el proceso de diseño con la especificación funcional o con las condiciones de alcance.
En el primer caso, se buscan IED que cumplan las condiciones de disponibilidad y seguridad. El siguiente paso es de diseñar la arquitectura de las comunicaciones requeridas. Finalmente, se ejecuta la ingeniería de detalle. Este método se lleva a cabo cuando los tipos de los IED son bien conocidos.
En el segundo caso, se inicia el proceso con las condiciones de desempeño requeridas, lo cual determina un mínimo de IED necesarios en las locaciones de las interfaces y su funcionalidad principal. En caso de ser necesario, deben asegurarse criterios de redundancia para protecciones. Si no se lograra asegurar la funcionalidad completa, es necesario disponer de más IED hasta lograr la configuración que satisfaga los requerimientos exigidos para la automatización proyectada. A partir de allí, se diseña la arquitectura de comunicaciones.
Este último procedimiento es el recomendable pero el proyectista del sistema de control debe conocer perfectamente el funcionamiento de una estación transformadora y el lugar e importancia del sistema de potencia donde esta se insertará.
No se puede controlar lo que no se sabe cómo funciona.
En el primer caso, se buscan IED que cumplan las condiciones de disponibilidad y seguridad. El siguiente paso es de diseñar la arquitectura de las comunicaciones requeridas. Finalmente, se ejecuta la ingeniería de detalle. Este método se lleva a cabo cuando los tipos de los IED son bien conocidos.
En el segundo caso, se inicia el proceso con las condiciones de desempeño requeridas, lo cual determina un mínimo de IED necesarios en las locaciones de las interfaces y su funcionalidad principal. En caso de ser necesario, deben asegurarse criterios de redundancia para protecciones. Si no se lograra asegurar la funcionalidad completa, es necesario disponer de más IED hasta lograr la configuración que satisfaga los requerimientos exigidos para la automatización proyectada. A partir de allí, se diseña la arquitectura de comunicaciones.
Este último procedimiento es el recomendable pero el proyectista del sistema de control debe conocer perfectamente el funcionamiento de una estación transformadora y el lugar e importancia del sistema de potencia donde esta se insertará.
No se puede controlar lo que no se sabe cómo funciona.
Una de las principales ventajas del protocolo de comunicación para subestaciones IEC 61850: los mensajes del tipo GOOSE
Aplicación del protocolo IEC 61850 en un sistema de protecciones
La información crítica en tiempo, como los comandos de disparo de protección, es de máxima prioridad y, por lo tanto, requiere un medio rápido de comunicación.
Una de las innumerables aplicaciones del protocolo IEC 61850 es con los propios relés que componen el sistema, para que puedan ejecutar procedimientos de envío de señales ultrarrápidas de protección a través de la red ethernet.
La implementación de esta solución es posible gracias a una de las principales ventajas del protocolo de comunicación para subestaciones IEC 61850: los mensajes del tipo GOOSE (del inglés, ‘eventos de subestación genéricos orientados a objetos’). En virtud de poseer un protocolo cliente-servidor, y no maestro-esclavos como los antiguos protocolos, permite que IED conectados en una misma red envíen datos hacia cualquiera de los componentes de la red Estos “telegramas GOOSE” circulan por la red de forma prioritaria en comparación con otros telegramas y deben ser utilizados en aplicaciones que urgen por rapidez y confiabilidad.
La manera clásica (usada hasta el momento) es la de generar este tipo de retrodisparos mediante relés auxiliares. Con esta aplicación tecnológica, los mensajes viajan por la red ethernet, lo que aumenta la rapidez de respuesta. En otras palabras, el tiempo invertido entre la aparición de la perturbación y su aislamiento es menor, logrando proteger más efectivamente los equipos involucrados.
Por otra parte, se reduce la cantidad de cableado y, con ello, los costos, dado que los datos circulan por la red de comunicación y no a través de cableado duro.
Una de las innumerables aplicaciones del protocolo IEC 61850 es con los propios relés que componen el sistema, para que puedan ejecutar procedimientos de envío de señales ultrarrápidas de protección a través de la red ethernet.
La implementación de esta solución es posible gracias a una de las principales ventajas del protocolo de comunicación para subestaciones IEC 61850: los mensajes del tipo GOOSE (del inglés, ‘eventos de subestación genéricos orientados a objetos’). En virtud de poseer un protocolo cliente-servidor, y no maestro-esclavos como los antiguos protocolos, permite que IED conectados en una misma red envíen datos hacia cualquiera de los componentes de la red Estos “telegramas GOOSE” circulan por la red de forma prioritaria en comparación con otros telegramas y deben ser utilizados en aplicaciones que urgen por rapidez y confiabilidad.
La manera clásica (usada hasta el momento) es la de generar este tipo de retrodisparos mediante relés auxiliares. Con esta aplicación tecnológica, los mensajes viajan por la red ethernet, lo que aumenta la rapidez de respuesta. En otras palabras, el tiempo invertido entre la aparición de la perturbación y su aislamiento es menor, logrando proteger más efectivamente los equipos involucrados.
Por otra parte, se reduce la cantidad de cableado y, con ello, los costos, dado que los datos circulan por la red de comunicación y no a través de cableado duro.
Figura 2
Esquema de interdisparo convencional (cableado y lógicas con relés auxiliares)
En un esquema convencional de interdisparo por PFI en T2, para una estación como la de la figura 1, existen normalmente dos circuitos de disparo: disparo barra A y disparo barra B. Los equipos de PFI, asociados a cada interruptor, cuando emiten un disparo en T2 ponen una tensión positiva en el circuito correspondiente a la barra a la que está conectado dicho interruptor. De esta manera, se interdispara a través de este circuito a todos los interruptores que estén conectados a la misma barra. La conducción de esta tensión hacia los circuitos de disparo correspondientes se hace a través de circuitos de cobre distribuidos por la estación, que se basan principalmente en contactos auxiliares de los interruptores y seccionadores. En el caso del acoplador, como normalmente está conectado a ambas barras, deberá abrir ante el disparo por cualquiera de los dos circuitos.
Figura 3
Esquema de interdisparo en IEC 61850 (bus de estación)
La definición de señales y cantidad de mensajes se realiza en cada IED, utilizando compuertas lógicas. Esta lógica genera las señales de disparo barra A, disparo barra B y disparo acoplador, que luego son enviadas por GOOSE. Al mismo tiempo, cada IED recibe las mismas señales de disparo generadas en los demás IED en función, de las cuales enviará o no el disparo a su interruptor. Por lo tanto, para el esquema de interdisparo, las señales que debe enviar y recibir cada IED son disparo de barra A, disparo de barra B, disparo de acoplador (caso de campo transferido, todos la enviarán excepto el acoplador).
La lógica para disparos en T2 discrimina dos tipos de disparos dependiendo de en qué barra se encuentre la línea en dicho momento de la falla.
Los campos reciben el disparo en PFI en T2, discriminado por barra A o B, y dispara su interruptor solo si la imagen del seccionador corresponde con la recepción del PFI.
En tanto se ve toda la configuración de lógicas antes realizadas mediante relé auxiliares, se puede desarrollar mediante software y la comunicación entre equipos para realizar interdisparos mediante mensajes GOOSE.
La lógica para disparos en T2 discrimina dos tipos de disparos dependiendo de en qué barra se encuentre la línea en dicho momento de la falla.
Los campos reciben el disparo en PFI en T2, discriminado por barra A o B, y dispara su interruptor solo si la imagen del seccionador corresponde con la recepción del PFI.
En tanto se ve toda la configuración de lógicas antes realizadas mediante relé auxiliares, se puede desarrollar mediante software y la comunicación entre equipos para realizar interdisparos mediante mensajes GOOSE.
Experiencias recogidas
Con respecto a la utilización de la norma IEC 61850 en varias estaciones transformadoras actualmente en servicio, se puede describir los puntos más notables de su aplicación, y sus resultados:
- Enclavamientos duplicados (prueba de IEC 61850): satisfactorio.
- Arranques por PFI en 132 kV duplicados (prueba de IEC 61850): satisfactorio.
- Arranques por DP duplicados en 132 kV (prueba de IEC 61850): satisfactorio.
- Utilización de unidades de bahía para protocolización de control (comando y señalización): punto más notable, eliminación de cableados convencionales, con resultados satisfactorios.
- Arranques de PFI y DP en media tensión: satisfactorio.
- Desconexión automática de bancos de capacitores: satisfactorio.
- Señales dedicadas a lógicas de sincronismo (falta TV de LAT para distintas configuraciones del esquema): satisfactorio.
- Señales dedicadas a TDD o envío de carrier (para distintas configuraciones del esquema): satisfactorio.
- Envío de señales entre unidades de bahía para conformar los mímicos de control: satisfactorio.
- Ampliación del sistema de control (en la ampliación de la estación, que se realizó en forma sencilla para los profesionales habituados a la norma): satisfactorio.
Aspectos a tener en cuenta
- Definición del proyecto.
- Capacitación. Es un sistema integrado de protección y control, algo que no es habitual en las empresas operadoras del sistema eléctrico.
- Interoperabilidad entre equipos. Es prematuro asegurar la interoperabilidad entre equipos de distintos fabricantes debido a que las instalaciones al día de hoy no requieren reemplazo ni agregado de un nuevo equipo.
- Elementos constitutivos de la red. Estos son indiferentes para los distintos sistemas de control, pero en el caso de nuestras estaciones, los principales problemas se deben a las roturas de las fibras que comunican distintos gabinetes o distintas áreas dentro del edificio de control, ya que estas son patchcords de fibra multimodo sin protección mecánica, por lo cual son vulnerables, sobre todo en las instalaciones de media tensión (celdas). Suponemos que con el avance del tiempo se van a subsanar, ya que estos patchcords deberían ser limitados solo a interior de gabinetes.
- Equipamiento de trabajo en las funciones de mantenimiento.
Conclusiones
Por todo lo expuesto, podemos concluir que estas nuevas tecnologías incorporadas a equipos de protección y control, complementados con el desarrollo de los sistemas de comunicaciones, han permitido optimizar el funcionamiento de una instalación de manera tal que responda más adecuadamente ante situaciones de funcionamiento normal y de contingencias. Esto conlleva a encontrar nuevos puntos de vista a la hora de proyectar este tipo de instalaciones, donde parte de los equipamientos hasta ahora normalmente usados son reemplazados por dispositivos de las características citadas.
La complementación con un sistema de control y la implementación de sistemas de comunicaciones basados en la Norma IEC 61850 han dotado de rapidez y confiabilidad a las instalaciones, haciendo que las limitaciones sean cada vez menores.
La complementación con un sistema de control y la implementación de sistemas de comunicaciones basados en la Norma IEC 61850 han dotado de rapidez y confiabilidad a las instalaciones, haciendo que las limitaciones sean cada vez menores.
Es un sistema integrado de protección y control, algo que no es habitual en las empresas operadoras del sistema eléctrico.
Por Ing. Eduardo Melano, Asesor Técnico del Directorio de EPEC
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