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

2019

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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

2019

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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 6.4.2 DIGSI 4 ..................................................................................................................... 54

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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 12 Anexo. ....................................................................................................................................... 92

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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 Figura 44. Curvas de Operación de Sobrecorriente relés .................................................................. 60

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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 Tabla 10. Principales nodos lógicos relé REC650 ............................................................................ 40

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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 Tabla 26. Evaluación Objetivo 5 ....................................................................................................... 86

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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 GOOSE Generica Object Oriented Substation Event

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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.

Como resultado final del proceso realizado se genera un manual o instructivo que detalla cada uno de los pasos a seguir para el ajuste del protocolo garantizando la correcta comunicación y la interoperabilidad de los equipos, así como brindando conceptos técnicos que contextualizarán al lector sobre el procedimiento que se está desarrollando y comprobando lo descrito con casos de estudio prácticos que demuestran la veracidad de lo allí descrito.

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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.

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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.

Es por esto que en SPT Ingeniería enfocado en el marco de “Prueba y Diagnóstico de Equipos de Baja, Media y Alta Tensión, Prueba y Ajuste a Equipos de Protección (relés y Unidades de Disparo)” surge la necesidad de generar un instructivo, cuyo contenido contemple los lineamientos para la comunicación GOOSE, bajo el estándar IEC61850, enfocado en relés ABB y SIEMENS. Que facilite al ingeniero a cargo una base referencial, para garantizar el correcto diseño, ajuste y desarrollo prueba o puesta en servicio de los equipos de protección, asociados a los relés ABB y SIEMENS, garantizando interoperabilidad de los equipos anteriormente mencionados, con el fin de estar siempre a la vanguardia en el diseño y automatización del SAS.

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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 • Elaborar un instructivo que permita ser la guía práctica para la interconexión de Relés ABB

y SIEMENS

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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.

Esta norma se diseña de manera tal que sea perdurable en el tiempo, que permita su acople y articulación al avance tecnológico de los sistemas automatizados de subestaciones, generando así un

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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 • Estabilidad a largo plazo

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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 • Descripción del SAS

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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.

IEC61850-10 PRUEBAS DE CONFORMIDAD

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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.

• Paso 3: Una vez finalizado los ajustes determinados para el intercambio de datos entre los equipos, se debe realizar la actualización de la información dispuesta en las herramientas de configuración de cada IED, de manera que los ajustes realizadas en el SCD, sean añadidos y cargados al IED, es así como se genera el archivo de descripción CID, que deberá ser exportada para completar el ajuste de los IED.

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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.

Figura 3. Protocolos de Comunicación descritos en el Estándar IEC61850, tomado de [5]

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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)

Figura 4. Nodos lógicos de equipos de Patio

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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]

Dispositivo Lógico [LD] CB1

XCBR

Pos

DPC

stVal

boolean

Figura 5. Modelo de datos según la norma IEC61850

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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

Figura 7. Niveles Lógicos SAS, tomado de [6]

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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

Figura 8. Dispositivo Lógico CB1

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Figura 9. Nodo Lógico XCBR, tomado de [7]

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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 FSPT Función de control de ajuste

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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 PDUP Protección de subpotencia direccional

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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 RSYN Verificación de sincronismo

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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 YPSH Derivación de potencia

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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.

Figura 10. Clasificación de los grupos de nodos lógicos, tomado de [7]

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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

SPC – Single Point Control DPC – Double Point control INC – Integer Status Control

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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 • Seleccionar antes de operar (SBO) Definición de clase

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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) Herramienta que describe las condiciones para generar informes y registros que permiten gestionar de manera eficiente el envío de datos por parte de los IED, utilizado en la comunicación vertical Cliente-Servidor, adicionalmente se define una característica importante de los reportes y es la restricción de adquisición de datos a un único Cliente, el cual tendrá acceso ilimitado a los datos contenidos en dichos reportes, para realizar la adquisición por parte de otro cliente, debe desvincularse realizarse previamente la desvinculación del cliente asociado actualmente. a continuación se puede observar el uso de RCB mediante la herramienta “IEC System Configurator” [10]

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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.

A continuación se evidencia la ventana de creación de un reporte GOOSE, donde se puede identificar, su articulación con un data set y un tipo de mensajería GSE, para el caso mostrado GOOSE.[10]

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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).

Figura 14. Estructura Mensajería GOOSE

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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]

Adicionalmente se puede identificar en la mensajería la determinación de tiempos máximos y mínimos de envío, es así como en operación normal, se realiza el envío de los bloques de datos en un tiempo máximo (T0), pero cuando se presenta una contingencia, la transmisión varía su tiempo de envío, al tiempo mínimo (T1), manteniéndose así hasta que la eventualidad es superada, para retomar su tiempo de transmisión de datos norma, duplicando el tiempo de transición de datos (T2 y T3), como se observa a continuación.

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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.

• Monitoreo de sistema de protecciones entre IED, para identificación de fallas.

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• 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

• Envíos periódicos de la información, de hasta 80 muestras por ciclo para garantizar la correcta medición de datos por parte de los IED.

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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

Para el desarrollo del presente documento se contó con los relés multifuncionales ABB y SIEMENS propiedad de SPT ingeniería, lo cual fue el punto de partida para el proceso investigativo, iniciando con el registro fotográfico, consulta de manuales de funcionamiento, de características y demás que generaron una perspectiva de sus beneficios y limitantes, para obtener como resultado inicial, los puertos de comunicación dispuestos para el protocolo de comunicación IEC61850 y los nodos lógicos que describían sus principales funciones de protección, medida y control, como se muestra a continuación.

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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.

El diagrama unifilar de conexión de los relés multifuncionales, permiten identificar las características principales de operación de éstos, es así por lo que es importante conocer cuáles son las posibles maneras de conexión que puede tener, así como las funciones que determinan su modo de operación, a continuación, se puede evidenciar un ejemplo de conexión del relé multifuncional, destacando sus funciones de protección, de medición y control que pueden ser aplicadas para el control de bahía.

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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 XSWI Control de Interruptor

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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]

Figura 20. Puerto de Conexión LAN1 y conector LC, Relé REC650

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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 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.

Al igual que con el relé multifuncional REC650 se consultó el diagrama unifilar de conexión para identificar las características principales de operación, a continuación, se puede evidenciar un ejemplo de conexión del relé multifuncional, destacando sus funciones de protección, de medición y control que pueden ser aplicadas para el control y protección de transformadores.

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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 RSYN Verificación de Sincronismo 25

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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

Relé multifuncional SIPROTEC 4 7SJ64, es un dispositivo que tiene como función principal el control y protección de feeders, permitiendo realizar la protección adecuada de alimentadores de distribución o transmisión de manera eficiente, es así como SIEMENS define la funcionalidad del equipo como “El SIPROTEC 7SJ64 se puede utilizar como un relé de control y monitoreo de protección para los alimentadores de distribución y las líneas de transmisión de cualquier voltaje en redes que están conectadas a tierra, baja resistencia a tierra, sin conexión a tierra, o de una estructura de punto neutro compensado.” Tomado de [15]

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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 PTOC Protección de sobrecorriente direccional de tierra

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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]

Figura 26. Puertos de Comunicación, 7SJ64, Tomado de [15]

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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. “Switch gestionado Gigabit L2 Lite JetStreamTM con 24 puertos a 10/100/1000 Mbps TL-SG3424 de TP-LINK. Altas prestaciones, gestión QoS de nivel empresarial, estrategias de seguridad avanzada y características de administración Layer 2. Además, está equipado con 4 slots combo SFP, proporcionándole una mayor flexibilidad para gestionar la red. Este switch gestionado Gigabit L2 Lite JetStreamTM es la solución ideal a nivel de coste y funcionalidad para las pequeñas y medianas empresas.”

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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 Para el ajuste de la red y puertos asociados al switch se realizan a través de la interfaz de TPLINK, a la cual se ingresa a través de la dirección IP: http://192.168.0.2/ en el navegador, redireccionando la búsqueda a la ventana principal de los ajustes realizables al switch, en primera instancia se observarán un esquema de los puertos con los que cuenta el dispositivo, adicionalmente identificando, cuales están o no en uso, esto a través de un código de colores, el cual adicionalmente identifica la velocidad de transmisión de datos al cual está configurado el dispositivo.

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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

Para continuar con el ajuste, se debe dirigir al menú disponible en la parte izquierda de la interfaz, en la cual se seleccionará Switching – Port – Port Config, como se muestra a continuación.

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Figura 30. Port Config, Interfaz de ajuste de los puertos disponibles en el Switch

Ya en la tabla de Port Config, se identifican las siguientes funciones.

Tabla 15. Funciones interfaz Port Config. FUNCIÓN DESCRIPCIÓN

Port Select Permite ubicar y seleccionar rápidamente el puerto, escribiendo la numeración en el espacio dispuesto para ello

Select Permite seleccionar el puerto de manera manual, permite seleccionar más de un puerto

Port Muestra el número del puerto Description Muestra la descripción del puerto, esta descripción es ajustable según lo

determinado por el usuario Status Permite habilitar o deshabilitar los puertos para el envío de paquetes de manera

normal Speed and dúplex

Permite configurar la velocidad de transmisión y el modo dúplex de transmisión, se puede auto-gestionar con el dispositivo conectado, pero esta función no está disponible para el ajuste del puerto SPF

Flow Control Permite habilitar o deshabilitar el control de flujo de cada uno de los puertos, controlando la velocidad para evitar pérdida de paquetes por congestión

LAG Muestra el número de LAG al cual pertenece el puerto

6.3.3 Ajuste de IP Para el ajuste respectivo de la IP, se tiene como herramienta el software del Switch, el cual permite conocer los aspectos de Dirección IP y Máscara de Subred, que permiten la posterior configuración

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de los equipos para su articulación con la red LAN, para esto es necesario ingresar a System- System Info – System Ip, desplegando la siguiente ventana con la información mencionada anteriormente.

Figura 31. System IP, interfaz información IP software Switch

6.4 Software de Ajuste

Una vez identificadas las características de hardware y nodos lógicos de los IED, y realizados los ajustes necesarios en la red LAN, se procedió a identificar cada una de las herramientas disponibles para el ajuste de los IED, en el cual se realizarán las configuraciones necesarias para el correcto funcionamiento de los equipos, a continuación, se describirán cada uno de los software Utilizados

6.4.1 PCM600

PCM 600 – Protection and Control IED Manager, es el software de ajuste de equipos ABB, en éste se realiza todo el proceso de ingeniería para definir la funcionalidad de los equipos, es así como permite el ajuste de protecciones, determinando las funciones de protección, medición y control que interactúan en el equipo a través de la adición de bloques funcionales de las mismas, adicionalmente cuenta con una interfaz amigable para la aplicación del estándar IEC61850, facilitando la comunicación entre IED ABB o con otros fabricantes.

“PCM600 proporciona una funcionalidad eficiente para la configuración de aplicaciones y la ingeniería de comunicación. Con una interfaz de usuario intuitiva y bien estructurada, el PCM600 ofrece capacidades de configuración fáciles de usar para la asignación de Input/Output y la asignación de señales. La interfaz de usuario, el flujo de trabajo y el modelo de datos basado en IEC

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61850 en PCM600 están diseñados de acuerdo con la misma filosofía que el IED en sí mismo, lo que garantiza una integración perfecta y sin problemas entre la herramienta y los IED”. [17]

Figura 32. PCM600 ABB

6.4.1.1 Application Configuration Tool.

Herramienta que permite la creación de aplicaciones del dispositivo, en ella se realiza la configuración de los dispositivos a través del uso de las siguientes funciones.

• Creación de Variables. • Creación y ajuste de bloques funcionales • Asignación de variables de entrada • Creación y asignación de los puertos de entrada y salida • Clasificación de aplicaciones por páginas

Uno de los principales resultados obtenidos mediante el uso de esta herramienta es la asignación de bloques funcionales para la comunicación horizontal, permitiendo la recepción de los datos desde la interface de sistema para su posterior manipulación

Figura 33. Application Configuration Tool

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6.4.1.2 Parameter Settings Tool

Herramienta que permite la parametrización de las unidades presentes en el relé, es así como a través de ella se puede activar o desactivar funciones, asignar los valores de operación de las funciones y del sistema, entre otros.

Dentro de los resultados más relevantes obtenidos mediante la manipulación de esta herramienta, está el ajuste de activación para la recepción de datos a través de la interfaz de sistema, como se muestra en la siguiente figura.

Figura 34. Parameter Setting, Ajuste GOOSESPRCV

6.4.1.3 IEC 61850 Configuration Tool

Herramienta que permite el ajuste de los parámetros de comunicación para el protocolo de comunicación IEC61850, es así como se permite allí realizar la configuración de los data sets (ver figura 35), donde se puede determinar cada uno de los datos diferenciando su ubicación por nodo lógico y dispositivo lógico.

Figura 35. Data Sets, PCM600

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Adicionalmente permite la creación y configuración de GOOSE Control blocks y report control blocks, utilizados para comunicación horizontal y cliente-servidor respectivamente, es así como es posible realizar una clasificación de los datos de interés a través de la articulación de estos servicios con los data sets y optimizar el envío y recepción de los mismos por parte de otros dispositivos.

Figura 36. Reports Control Blocks, PCM600

Nota: La aplicación y ajuste de cada una de las herramientas mostradas en el presente capítulo se pueden ver más en detalla en la “Guía Práctica para la Comunicación Según el Estándar IEC61850” disponible en el anexo 1 del presente documento.

6.4.2 DIGSI 4

es el software de ajuste de equipos SIEMENS, en éste se realiza todo el proceso de ingeniería para definir la funcionalidad de los equipos, es así como permite el ajuste de protecciones, determinando las funciones de protección, medición y control que interactúan en el equipo, permite el ajuste de manera sencilla a través de la matriz de señales Ordenación, así como la posibilidad de realizar configuraciones adicionales mediante el uso de bloques funcionales en su aplicación Charts.

“El programa operativo para PC DIGSI 4 es la interfaz de usuario para los dispositivos SIPROTEC. Está diseñado con una interfaz de usuario moderna e intuitiva. Con DIGSI 4, los dispositivos SIPROTEC se configuran y evalúan, es el programa a medida para sistemas industriales y de distribución de energía” [18]

Figura 37. Herramienta de ajuste IED SIEMENS, DIGSI 4

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6.4.2.1 Matriz de Señales Ordenación

La matriz de señales, permite la identificación de cada una de las variables presentes en el equipo, así como las entradas y salidas disponibles para la configuración, es así como en ella se permite realizar el ajuste de cada una de las variables allí presentes asignando para ellas un destino u origen determinado, presenta una manera sencilla de configurar el dispositivo, realizando las modificaciones necesarias mediante asignaciones en la matriz.

“La matriz DIGSI 4 muestra al usuario la configuración completa del dispositivo de un vistazo. Por ejemplo, la asignación de los LED, las entradas binarias y los relés de salida se muestran en una imagen. Con un solo clic, la asignación se puede cambiar”[18]

Dentro de los resultados más relevantes disponibles en la presente herramienta se destacan el ajuste de señales externas que permiten la configuración y comunicación adecuada de los dispositivos SIPORTEC 4 (ver figura 39).

Figura 38. Señal Externa, Matriz ordenación

6.4.2.2 CFC Charts

Herramienta que permite la vinculación y ajuste de señales y variables presentes en el dispositivo que no pueden ser ajustadas a través de la matriz, permite el uso de bloques de operadores lógicos que facilitan la manipulación de la información.

Figura 39. CFC, DIGSI 4

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Nota, la configuración de Comunicación a través del protocolo IEC61850 se debe realizar mediante el software IEC system Configurator que será descrito a continuación. Otros parámetros asociados con el software DIGSI se describen de manera más detallada en la “Guía Práctica para la comunicación según el Estándar IEC61850” disponible en el anexo 1 del presente documento.

6.4.3 IEC 61850 System Configurator

Software que permite la configuración de mensajería bajo el protocolo IEC61850, es el programa desarrollado por SIEMENS para facilitar el ajuste de los servicios descritos en el estándar IEC61850, en ella se pueden realizar de manera sencilla, la vinculación de IED de otros fabricantes, la creación de data sets, la configuración de comunicación de mensajería GOOSE, SV y Cliente-servidor, es así como se consolida como una herramienta sencilla y amigable para la comunicación de los dispositivos.

“El configurador de sistemas IEC 61850 es la solución neutral del fabricante para la ingeniería interoperable de los productos y sistemas IEC 61850 y es compatible con todos los dispositivos con IEC 61850, no solo productos Siemens, como SIPROTEC 5, SIPROTEC 4, SIPROTEC Compact, Reyrolle, SICAM RTUs, SICAM IO / AI / P85x / Q100 - pero también dispositivos de otras áreas (como SITRAS PRO) o de terceros” [19]

Figura 40. Software IEC System Configurator

Ésta herramienta cuenta con 2 pestañas de ajuste que tienen gran importancia en el desarrollo del presente documento, el primero es la pestaña GOOSE(Ver figura 41), En la cual se puede identificar cada uno de los relés presentes en la estación determinada, presentado para cada uno de los equipos, los nodos lógicos y objetos de datos, es así como la facilidad de ajuste de los data sets y asociación de datos en los relés receptores, mediante GOOSE application, tal como se observa en la figura 41.

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Figura 41. GOOSE, IEC System Configurator

Y la pestaña Informes y registros la cual permite a través de data sets, realizar el ajuste de los reportes para la comunicación cliente-servidor, permite así mismo la determinación de si dichos reportes serán o no almacenados, tiene la facilidad de la creación de variados reportes para un mismo dispositivo, así como la diferenciación de cada dispositivo y de sus dispositivos y nodos lógicos en el catálogo fuente

Figura 42. Informes y Registros, IEC System Configurator

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6.5 Aplicación de Ajustes en Relés

Una vez realizados los ajustes en los ítems descritos anteriormente se procedería a realizar la validación de los ajustes expuestos, verificando así la correcta comunicación entre dispositivos.

Para esto se usó un dispositivo de cada fabricante, garantizando así la interoperabilidad expuesta en la norma y que es uno de los pilares de promoción de la misma, adicionalmente se realizó la aplicación de lo expuesto en campo mediante la validación de la comunicación entre IED con SCADA, todo a través del estándar IEC61850, todo esto está detallado en el capítulo 7 del presente documento el cual está dedicado a mostrar los casos de estudio para la aplicación de la “Guía Práctica para la comunicación según el estándar IEC6850”

A continuación, se presenta el registro fotográfico obtenido durante la aplicación de pruebas a los casos de estudio

Tabla 16. Registro Fotográfico RELÉS UTILIZADOS

EQUIPO OMICRON CMC 356 DISPUESTO PARA PRUEBAS

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PRUEBAS DE COMUNICACIÓN

7 Casos de Estudio

A continuación, se describirán los casos de estudio realizados con el fin de verificar el correcto funcionamiento de la comunicación entre relés, ajustados siguiendo el manual “GUÍA PRÁCTICA PARA LA COMUNICACIÓN SEGÚN EL ESTANDAR IEC61850” desarrollado durante el proceso de la pasantía y adjunto en el anexo del presente documento.

7.1 Bloqueo De Protecciones

7.1.1 Objetivo

Realizar el bloqueo de operación de las funciones de sobrecorriente, que permita garantizar la selectividad de las protecciones.

7.1.2 Metodología

La selectividad en la coordinación de protecciones es un factor importante que garantiza el correcto funcionamiento de las mismas, ya que permite que la actuación de los dispositivos de protección sea de manera escalonada, es decir que el primer dispositivo en actuar es aquel que está más cercano al lugar de la falla, en segundo lugar debe actuar el dispositivo que se encuentra aguas arriba del primero y así sucesivamente, esto con el fin de aislar únicamente la zona bajo falla, evitando afectar zonas por disparos poco adecuados.

El bloqueo de protecciones es una función bastante útil ya que permite garantizar la selectividad de las protecciones, cuando estas presentan curvas de operación que están muy cerca o incluso están iguales, tal como se presenta en el caso mostrado en la figura 43, donde se observa que las curvas de operación de sobrecorriente de tiempo definido están operando en los mismos tiempos.

Figura 43. Curvas de Operación de Sobrecorriente relés

7.1.3 Herramientas Utilizadas

1. CMC356. Equipo de inyección secundaria. 2. Relé ABB REC650. 3. Relé SIEMENS SIPROTEC 4 7SJ64.

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7.1.4 Procedimiento

Para este caso de estudio se aplicará el bloqueo de la función de sobrecorriente instantánea del relé REC650, esto debido su curva de operación se encuentra ajustada en el mismo tiempo del relé aguas abajo 7SJ64, es entonces cuando se debe analizar en qué momento es necesario realizar dicho bloqueo, el cual se determinó que debe generarse cuando las corrientes de falla son identificadas por ambos relés, es decir, cuando la falla se genera en un punto de tal manera que ambos relés tienen activación de sus funciones de protección, ver figura 44, es ahí cuando el relé 7SJ64, a través de la función PTOC generará la señal que ordenará el bloqueo en de la misma protección en el relé REC650.

Figura 44. Esquema para el caso de estudio y Envío de señal PIOC

7.1.5 Parametrización De Relés

7.1.5.1 Identificación De la señal de sobrecorriente instantanea

Como primera medida, se debe identificar, cual es el modelo de la señal que generará el relé 7SJ64 al momento de tener arranque en su función de sobrecorriente instantanea, mediante el uso de la matriz de señales “Ordenación”, definiendo como dispositivo y nodo lógico PROT y PTOC7 respectivamente, tal como se observa en la figura 45

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Figura 45. Arranque de protección Instantánea de sobrecorriente

Esta será la señal que producirá un cambio de estado al momento de que el relé identifique la falla, es entonces ésta la que debe ser articualada con las señales de entrada externa del relé REC650 para realizar el respectivo bloqueo.

7.1.5.2 Data Set

El primer paso para la comunicación horizontal es la creación de data set y GOOSE report que permita al equipo emisor, genera la señal de interés por parte del equipo suscriptor, es así como se identifica que para el relé 7SJ64 se tiene un data set que contiene las 2 señales requeridas y que el el GOOSE report contiene dicho data set, ver figura 46 y 47

Figura 46.Data Set, señal arranque y operación PTOC

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Figura 47. GOOSE report, portador de señales PTOC

Una vez creado lo anteriormente descrito se debe designar que relé tomará la información contenida en dicho GOOSE report, es así como en la figura 48, se observa que se asigna el relé T_IED650, el cual corresponde al relé ABB 650 será el suscriptor asignado.

Figura 48. Asignación de suscriptor al GOOSE Report

Ya asignado el relé REC650 como suscriptor, se debe ajustar la señal para que esta tenga como destino el bloqueo de la protección instantánea de sobrecorriente, inicialmente creando el bloque funcional GOOSEBINRCV, el cual permite recibir señales externas que tiene como objetivo la configuración interna del relé, ver figura 49, posteriormente se asignará cual será la salida del bloque funcional para la señal de entrada PTOC6, ver figura 50.

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Figura 49. Ajuste Bloque funcional GOOSEBINRCV

Figura 50. Asignación de salida para señal externa PTOC6

Finalmente resta con orientar la señal creada para la configuración interna del relé, es así como se denominó la señal como “GOOSE_Bloqueo_Dispa”, la cual se ajustó para activar el bloqueo de la función PHPIOC o función instantanea de sobrecoriente, ver figura 51.

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Figura 51. Bloque Funcional PHPIOC

La identificación para la verificación de la activación del bloqueo de la función está determianda por el LED 11, tal como se muestra en la figura 52

Figura 52. Identificación LED para la señal GOOSE_Bloqueo_Dispa

7.1.6 Resultados

Para la verifiación de la correcta aplicación del caso de estudio se realizó la identificaicón de LEDs para cada uno de los ajustes realizados a los relés, ver tabla 17, donde se podrá incialmente validar la correcta comunicación vía mensajería GOOSE, adicionalmente de verificar que se realiza el bloqueo de la función.

Tabla 17. Resultados Visuales prueba Bloqueo RELÉ FUNCIÓN IDENTIFICACIÓN

ABB REC 650 Bloqueo Disparo PHPIOC LED 11 SIEMENS 7SJ64 arranque protección PTOC6 LED 12 SIEMENS 7SJ64 operación protección PTOC6 LED 11

Es así como al realizar la inyección de corrientes que generará el disparo de sobrecorriente instantanea en el relés SIEMENS 7SJ64, se producirá la activación del bloqueo en el relé REC650, el cual se puede identificar mediante el LED 11.

Figura 53. Registro fotográfico Bloqueo Función PHPIOC

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7.2 Falla De Interruptor 50BF

7.2.1 Objetivo.

Comprobar el correcto funcionamiento de la función de falla de interruptor 50BF, mediante el uso de mensajería GOOSE.

7.2.2 Metodología.

La función falla de interruptor (50BF), es fundamental para garantizar el correcto funcionamiento y confiabilidad del sistema por fallas presentes en los interruptores de potencia, es así como esta función siempre se encuentra implícita en el diseño de protecciones de las subestaciones. Su funcionamiento es sencillo pero muy crítico al mismo tiempo, ya que su principio básico de operación garantiza el despeje de fallas incluso cuando el interruptor asociado al relé que detecta la falla no opera, es decir que al momento de que el relé identifica que el interruptor continua cerrado ante la contingencia y la falla se mantiene, este genera una señal disparo que realizará la apertura del interruptor aguas arriba despejando la falla de manera oportuna, debido a esto se debe tener mucho cuidado en el ajuste de dicha protección ya que su operación puede generar la salida de campos no deseados y que pueden generar mayor inestabilidad en el sistema. Este procedimiento se ha realizado tradicionalmente a través de cableado de cobre convencional entre relés, para el desarrollo de la prueba se utilizará la mensajería GOOSE para la comunicación de los equipos que permita la operación y correcto funcionamiento de la protección 50BF.

7.2.3 Herramientas Utilizadas.

4. CMC356. Equipo de inyección secundaria. 5. Relé ABB REC650. 6. Relé SIEMENS SIPROTEC 4 7SJ64.

7.2.4 Procedimiento

Los relés utilizados para esta prueba tendrán los siguientes roles:

1. Relé ABB REC650: Identificará la falla inicial y la falla del interruptor. 2. Relé SIEMENS 7SJ64: realizará la apertura del interruptor aguas arriba.

Para la realización del caso de estudio, inicialmente se generará una falla de sobrecorriente que identificará el relé REC650, así mismo, la falla se mantendrá un tiempo determinado, de manera que éste identificará que el interruptor no realizó su apertura, es así que se producirá la activación de la protección 50BF, que generará el envió de la señal de activación de la protección a través de la mensajería GOOSE que será recibida por el relé SIPORTEC 7SJ64, para generar el disparo en su interruptor y despejar la falla, como se observa en la figura 54.

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Figura 54. Esquema para el caso de estudio y Envío de señal 50BF

7.2.5 Parametrización Relés

7.2.5.1 Protección 50BF

7.2.5.1.1 Bloque funcional “CCRBRF”

Figura 55. Bloque Funcional CCRBRF, Falla de interruptor

• I3P: Señal de entrada de corriente trifásica • Block: Señal de entrada para el bloqueo de operación de la protección • Start: Señal de entrada para el arranque de la protección

FALLA INTERRUPTOR

VLAN

50

BF

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• CBCLDL1, CBCLDL2 y CBCLDL3: Señal de entrada de posición de interruptores monopolares

• TRBU: Señal de salida de disparo de interruptor aguas arriba • TRRET: Señal de salida de redisparo del interruptor asociado.

En el bloque funcional se puede identificar que tiene como entradas una señal de corriente que permitirá identificar el despeje de las fallas, la señal de arranque asociada a la actuación general de las protecciones del relé y las salidas de redisparo para el interruptor asociado al relé y de disparo del interruptor aguas arriba.

7.2.5.1.2 Parámetros.

Figura 56. Parámetros de ajuste 50BF

• Operation: determina la activación de la protección • Funtion Mode: Determina el modo para determinar la posición del interruptor.

o Current: A través de la medición de corriente o Contact: A través del monitoreo de la señal binaria de estado del interruptor.

• ReTripMode: determina la activación del redisparo del interruptor asociado al relé • IP>: determina el valor de corriente de fase para el cual el estado del interruptor es cerrado • IN>: determina el valor de corriente de neutro para el cual el estado del interruptor es cerrado • T1: tiempo de operación para el redisparo • T2: Tiempo de operación del disparo transferido al interruptor aguas arriba.

7.2.5.2 Señal Iec61850 De Falla De Interruptor

El mapeo de la señal de operación de la protección falla de interruptor será:

• Dispositivo Lógico [LD]: LD0 • Nodo Lógico [LN]: CCRBRF1 • Objeto de Datos [DO]: OpEx • Atributo de Dato: general (ST)

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LD0/CCRBRF1.OpEx.general

Figura 57. Identificación señal IEC61850 falla de interruptor

Una vez parametrizada la función falla de interruptor en el relé e identificada la señal de operación general del mismo, se procede a configurar el relé SIEMENS 7SJ64, para recibir de manera adecuada la señal de operación de 50BF.

7.2.5.3 Señal Externa.

Figura 58. Señal Externa y asignación IEC61850

CTRL/GOOSEGGIO1.SPCSO2

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Para la recepción de la señal de falla de interruptor por parte del relé ABB RE650, se crea la señal externa mostrada en la figura 58, la cual tendrá una asociada la salida binaria 6 del relé para la orden de disparo del interruptor.

Es así como una vez ajustados los parámetros para el caso de estudio se procede a configurar la mensajería GOOSE pertinente para la adecuada comunicación entre los equipos.

7.2.6 Ajuste De La Comunicación IEC61850

Para esto se crea un nuevo data set, el cual contendrá la información de la señal de operación de la protección de falla de interruptor y a la cual se le asignará la señal externa creada para la recepción en el IED de destino como se muestra en la figura 59.

Figura 59. Asignación de la señal entrada para la activación de protección 50BF

7.2.7 Prueba

Una vez configurados los relés y ajustada la comunicación a través del estándar IEC61850, se procederá a realizar las pruebas que verificarán el uso de la mensajería GOOSE para el disparo transferido de la protección falla de interruptor.

1. Uso del equipo de inyección secundaria, para la inyección de corrientes al relé ABB REC650 que permitieran la activación de la función de sobrecorriente, figura 60.

Figura 60. Inyección de corriente

pág. 70

2. Monitoreo de los tiempos de operación del disparo de sobrecorriente del relé REC650 y del disparo transferido de 50BF del relé SIEMENS 7SJ64.

Figura 61. Monitoreo de salidas binarias de los relés

3. Es así como se realiza la inyección de varios niveles de corriente, generando en el relé ABB

REC650 el disparo por sobrecorriente y permitiendo que este a su vez produjera el disparo transferido por falla de interruptor al relé 7SJ64 después de transcurrido el tiempo definido en la parametrización de la protección, tal como se muestra en la figura 62, permitiendo de esta manera verificar que se cumple con los ajustes determinados en la parametrización para la operación de la protección, figura 63.

Tabla 18 Tiempos operación 50BF. Ajuste de tiempo de Operación 500 [ms] Tiempo de operación Protección sobrecorriente REC650 2,140 [s] Tiempo de disparo transferido 7SJ64 2,648 [s] Tiempo de operación protección 50BF 508 [ms]

Figura 62. Verificación de Operación función 50BF a través de mensajería GOOSE

pág. 71

Figura 63. Ajuste de tiempo de operación protección 50BF

7.2.8 Resultados Los resultados obtenidos de los tiempos de operación para las protecciones de sobrecorriente y de disparo transferido son mostrados en la siguiente tabla, y en ella se puede evidenciar, el bajo porcentaje de error en la realización de las pruebas, lo cual permite garantizar que la comunicación horizontal es una gran herramienta para garantizar el despeje oportuno de fallas aún bajo la condición de algún elemento en falla.

Tabla 19. Resultados Prueba de operación protección 50BF

Prueba Corriente de Inyección [A]

t de Ajuste de 50BF [s]

t de oper. protección

OC [s]

t de oper. disparo

transferido [s]

t de oper. Protección 50BF [s]

Error [%]

1 5 0,300 6,25 6,563 0,313 4,3 2 10 0,300 2,128 2,442 0,314 4,7 3 15 0,300 0,075 0,388 0,313 4,3 4 20 0,300 0,07 0,378 0,308 2,7 5 5 0,500 6,243 6,751 0,508 1,6 6 10 0,500 2,14 2,648 0,508 1,6 7 15 0,500 0,074 0,588 0,514 2,8 8 20 0,500 0,065 0,572 0,507 1,4 9 5 1,000 6,244 7,257 1,013 1,3

10 10 1,000 2,131 3,14 1,009 0,9 11 15 1,000 0,066 1,079 1,013 1,3 12 20 1,000 0,059 1,071 1,012 1,2

pág. 72

7.3 Mapeo De Datos Para Comunicación Vertical Cliente-Servidor Con SCADA

7.3.1 Objetivo

realizar el mapeo de datos que permita la correcta comunicación cliente-servidor entre el IED y el SCADA.

7.3.2 Metodología

La comunicación vertical o cliente-servidor, permite la comunicación entre los IED y el SCADA a través de la conexión a una misma red LAN, es así como actualmente se realiza de manera eficiente la comunicación que permite el monitoreo de manera remota del estado de los elementos de potencia, los valores nominales y de servicio, así como la posibilidad de realización de maniobras en la subestación. A través de la implementación del estándar IEC61850 este procedimiento es realizado a través del mapeo de señales generadas en los IED que permiten ser concentradas en los RTU para la posterior obtención por parte del SCADA, permitiendo así tener en un único sitio todas las señales y determinar cuáles de ellas van a ser usadas dentro del SCADA.

De esta manera se generará se presentará para este caso de estudio el listado de señales de interés para el diseño del SCADA, de manera que puede verse representado en el mímico de la subestación los valores y estados de la subestación en tiempo real.

Figura 64- Esquema de Comunicación vertical IED-SCADA

pág. 73

7.3.3 Herramientas Utilizadas

• Relé SIEMENS 7SJ64 • SCADA

7.3.4 Procedimiento

Para la realización adecuada del objetivo planteado en el presente caso de estudio es necesario iniciar con el mapeo de las señales que se pretenden representar en el mímico de la subestación, ya que en el SCADA se presentan solo algunas de las muchas señales que genera el IED y el uso de muchas de las variables solo puede generar duda y confusión al momento de enlazar dichas señales con las funciones representadas en el SCADA.

Una vez realizado el listado de señales con su descripción adecuada se debe adecuar la información recibida a la programación diseñada en el SCADA, permitiendo tener un manejo pertinente de las acciones realizadas desde esta.

Listado de señales

Para la realización del respectivo listado de señales, primero es necesario ubicarlas a través del software DIGSI, de manera que se pueda identificar de manera clara cuál es la función de cada señal, es así que se tomará como ejemplo para la identificación la señal de posición del interruptor, la cual puede ser consultada a través de la matriz de señales “Ordenación”, ver figura 65.

Figura 65. Identificación de Interruptor en la matriz Ordenación

Una vez ahí se puede consultar cual es el dispositivo lógico y nodo lógico que representan el elemento consultado, que para este caso corresponden al CTRL y Q0XCBR1 respectivamente, ver figura 66

pág. 74

Figura 66. Objeto IEC61850 para representar el interruptor

Una vez identificado el nodo lógico, restaría con consultar el objeto de dato asociado con la característica específica que se desea conocer, para el caso en particular es la posición del equipo, para lo cual se debe recurrir al software IEC System Configurator, donde se pueden identificar todos y cada uno de los elementos que contiene el IED consultado, ver figura 67. Una vez identificado el dispositivo y nodo lógico, CTRL y Q0XCBR1 respectivamente se puede reconocer que el objeto de dato para consultar su posición es el Pos, para lo cual adicionalmente se complementa con la identificación de estado stVal y la construcción funcional asociada a este tipo de señal ST, esto finalmente permite constituir la estructura del dato requerido como:

IED_7SJ64CTRL/Q0XCBR1$ST$Pos$stVal

Figura 67. Identificación componentes de posición interruptor

pág. 75

Es así como se debe realizar la consulta y construcción de la identificación de los datos que construirán el mapeo de señales que se llevarán al SCADA y permitirán el monitoreo en tiempo real de la subestación, tal como se muestra en la siguiente tabla e ilustración

Tabla 20. Mapeo de Señales NOMEN. DESCRIPCIÓN DATO

A Posición selector local-remoto* IED_7SJ64CTRL/USERGGIO1$ST$SPCSO1$stVal

B Corriente fase C IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$A$phsA$cVal$mag$f

C Corriente fase B IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$A$phsB$cVal$mag$f

D Corriente fase A IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$A$phsC$cVal$mag$f

E Tensión de línea AB IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$PPV$phsAB$cVal$mag$f

F Tensión de línea BC IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$PPV$phsBC$cVal$mag$f

G Tensión de línea CA IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$PPV$phsCA$cVal$mag$f

H Potencia aparente IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$TotVA$mag$f

I Potencia Activa IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$TotW$mag$f

J Potencia reactiva IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$TotVAr$mag$f

K Frecuencia IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$Hz$mag$f

L Factor de potencia IED_7SJ64MEAS/MMXU1$MX$TotPF$mag$f

M Posición del Interruptor IED_7SJ64CTRL/Q0XCBR1$ST$Pos$stVal

* La posición del selectro local remoto no está deifinica con una señal estandarizada, ya que esta se monitorea a través de la entrada de una señal binaria.

Figura 68. Asignación y representación de datos en el mímico de SCADA

pág. 76

7.3.5 Resultados

Se puede evidenciar que la adecuada representación en el SCADA de los valores presentes en la subestación, está articulada con el mapeo de las señales requeridas, las cuales se encuentran en disponibles en las herramientas de ajuste de los IED propias de cada fabricante, es así como la norma IEC61850 permite garantizar el uso de los datos obtenidos en los equipos de patio para su manipulación y vigilancia desde los SCADA, simplificando el modelo de los datos a través de su estandarización.

7.4 Monitoreo De Report Control Blocks (RCB)

7.4.1 Objetivo

Verificar el ajuste de report control blocks y su beneficio en la comunicación cliente-servidor.

7.4.2 Metodología

Gracias a la implementación de la norma IEC61850 para el diseño de subestaciones digitales, los report control blocks han generado un gran beneficio para la comunicación vertical o cliente-servidor, la cual permite el correcto vínculo entre el relé y el SCADA, esto gracias a la posibilidad de generar informes que contienen estrictamente la información que es solicitada por el servidor, disminuyendo así tiempos de verificación de información y optimizando la comunicación vertical. Es así como se genera la posibilidad de ajustar informes en los relés que facilitan la comunicación con el servidor, de manera tal que en este informe solo se incluyen los datos que se desean consultar así disminuyendo la necesidad de la recepción de una gran cantidad de datos con poca relevancia para la comunicación vertical.

7.4.3 Herramientas Utilizadas.

1. Relé ABB REC650. 2. Software IED Scout OMICRON

7.4.4 Procedimiento

Para la verificación del uso de los report control blocks, es necesario el uso de la herramienta IED Scout, el cual permite monitorear en tiempo real las señales generadas por los IED bajo el estándar IEC6850, en este caso de estudio será utilizado para observar el comportamiento de las señales generadas por el Relé ABB REC650, cuando se presenta un cambio en alguno de los datos incluidos en el reporte, figura 68, esto se genera con el fin de optimizar el flujo de datos al servidor, ya que se incluyen dentro del informe únicamente las señales de interés del servidor.

pág. 77

7.4.4.1 Ajuste del Report Control Block

Listado de señales a incluir en el reporte, con su respectiva descripción

Tabla 21. Mapeo de Señales incluidas en el reporte SEÑAL DESCRIPCIÓN

EFA_1/PH1PTOC1.Op.general Operación de protección temporizada de sobrecorriente EFA_1/PH1PTOC1.Str.general Arranque de protección temporizada de sobrecorriente LD0/CCRBRF1.OpEx.general Operación Protección de falla de interruptor

LD0/CMMXU1.A.phsA.cVal.mag.f Medida de corriente de fase A LD0/CMMXU1.A.phsB.cVal.mag.f Medida de corriente de fase A LD0/CMMXU1.A.phsC.cVal.mag.f Medida de corriente de fase A

LD0/SXCBR1.Pos.stVal Posición del interruptor

Figura 69. Comunicación cliente- servidor mediante uso de Reportes

Es así como se procede a crear el DATA SET para la comunicación cliente-servidor que contenga las señales listadas en la tabla 21, como se muestra en la ilustración

pág. 78

Figura 70. Data Set "DS_RCB" para el ajuste de reports

Para posteriormente crear el reporte incluyendo el Data Set que contiene las señales destinadas para ser monitoreadas, como se muestra a continuación.

Figura 71. Crear nuevo Report

Una vez cargada la nueva información de reportes generados por el relé se puede proceder a monitorear las señales anteriormente mencionadas

pág. 79

7.4.5 Prueba

7.4.5.1 Conexión Con El Relé A Través Del IED SCOUT

Para realizar el monitoreo de las señales a través del IED SCOUT, es necesario establecer la conexión entre el relé y el equipo a través de la red LAN, utilizando la opción “Discover IED”, y añadiendo la dirección IP asignada al relé, ver figura 72.

Figura 72. Conexión entre IED Scout y Relé

Una vez realizado el anterior proceso, el software desplegará información sobre el relé con el cual se está conectado, ver figura 73

Figura 73. Objetos del Relé en IED Scout

pág. 80

1. Nombre IEC61850 del relé con el que se está comunicando 2. Dirección IP del relé 3. Objetos presentes en el archivo SCL del relé y el cual contiene

a. GOOSE: Contiene la información sobre los data set para comunicación horizontal b. Reports: Contiene la información sobre los data set para comunicación vertical c. Setting Groups: Contiene los valores lógicos ajustables d. Files e. Data Sets: Contiene el listado de los data set presentes en el equipo y sus respectivos

nodos lógicos f. Data Model: Contiene todo el modelo de datos presente en el relé, todos los

dispositivos y nodos lógicos.

7.4.5.2 Monitoreo De Señales

Una vez realizada la conexión con el relé e identificado el report control block objetivo del estudio “RCB_61850”, se podrá monitorear en tiempo real las variables presentes en el data set, es así como el IED Scout, permite en la ventana “Activity Monitor” realizar una vista general del estado y valores de los datos muestreados, ver figura 74, en ella se identifican en la primera línea los estados de las protecciones, en la segunda línea los valores de corriente sensados por el relé y la tercera línea, la posición actual del interruptor.

Figura 74. Monitoreo de reporte RCB_61850

Una vez se produzca variación en alguno de los datos presentes se producirá la actualización de los mismos para conocer sus nuevos valores, ver figura 75, un aumento de valores de corriente por las fases a 40 A primarios es identificado por el “Activity Monitor” y actualizado su puesto correspondiente

pág. 81

Figura 75. Actualización monitoreo reporte RCB_61850 por aumento de corriente

Es así como al realizar un aumento de corriente que esté por encima de los valores ajustados para la actuación de las protecciones se evidencia la variación del estado de las mismas, ver figura 76, un aumento de corriente a 200 A primarios generará el arranque y operación de las protecciones de sobrecorriente.

Figura 76. Actualización monitoreo reporte RCB_61850 por actuación de protección de sobrecorriente

Así mismo se puede evidenciar el cambio en el estado de interruptor, dado por la variación de la señal de entrada que determina la posición del mismo, ver figura 77.

pág. 82

Figura 77. Actualización Monitoreo reporte RCB_61850 por cambio en el estado del interruptor

7.4.6 Resultados.

Se puede evidenciar durante la realización de las pruebas, la correcta variación de los estados y valores de cada uno de los datos contenidos en el reporte, de manera tal que se puede concluir que el uso de reportes es una herramienta fundamental para la optimización en la actualización de datos al momento de que se produzca una variación en uno de ellos.

pág. 83

8 Evaluación de Objetivos.

8.1 Objetivo 1. Caracterizar el proceso mediante el cual se realiza la comunicación entre Relés a través GOOSE, SV y MMS

Tabla 22. Evaluación Objetivo 1. PROPÓSITO

Realizar la identificación, descripción y seguimiento de los elementos, procedimientos y herramientas necesarias para realizar la comunicación entre los IED.

Actividades realizadas Resultados Identificar las especificaciones de

comunicación disponibles para cada uno de los equipos

Reconocimiento de los beneficios y limitantes de cada uno de los equipos disponibles para la

realización de la pasantía Identificar en los manuales de los equipos los

elementos disponibles para la comunicación de los IED.

Listado de nodos lógicos que caracterizan las funciones de los equipos

Identificar en los equipos las características de

hardware que permitirán la comunicación y conexión a redes LAN

Reconocimiento y comprobación de puertos ethernet disponibles en los equipos, así como

las características que así lo definen

Identificar en el software las herramientas disponibles para realizar la configuración de

los equipos

Reconocimiento y comprobación las herramientas disponibles en el PCM600 y el

System configurator que permiten el ajuste de la comunicación entre IED

Identificar las opciones adicionales disponibles en el software necesarias para el ajuste total de

la comunicación

Reconocimiento y comprobación de la existencia de algunos parámetros adicionales

que deben ser ajustado en cada uno del software para permitir su comunicación bajo el

estándar IEC61850

Listar y detallar todos los ajustes y elementos anteriormente descritos de manera que se lleve

a cabo la comunicación entre equipos

Realización de la guía práctica donde se listan tanto las herramientas como los elementos

necesarios para realizar una correcta comunicación

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.

Tabla 23. Evaluación Objetivo 2 PROPÓSITO

Realizar un listado y descripción de los datos presentes en la funcionalidad de los equipos, así como su estructura según el modelo planteado en la norma

ACTIVIDADES REALIZADAS RESULTADOS Identificar en los manuales de los equipos los

elementos disponibles para la comunicación de los IED.

Listado de nodos lógicos que caracterizan las funciones de los equipos

pág. 84

Identificar la funcionalidad de los nodos lógicos en el ajuste y funcionamiento de los

IED

Reconocimiento y comprobación de la funcionalidad de los nodos lógicos presentes en

cada equipo, para así poder determinar las posibilidades de articulación de nodos lógicos

en la comunicación Identificar cada uno de las herramientas que permiten el reconocimiento de la estructura

lógica de las funciones

Obtención y reconocimiento de la estructura de las señales ajustadas para la comunicación del

equipo con otros dispositivos.

8.3 Objetivo 3. Definir los parámetros para la configuración de protocolos de comunicación mediante mensajería GOOSE entre IED.

Tabla 24. Evaluación Objetivo 3. PROPÓSITO

Identificar y establecer los ajustes necesarios para realizar de manera adecuada la comunicación a través de mensajería GOOSE entre los equipos disponibles

ACTIVIDADES REALIZADAS RESULTADOS Identificar las especificaciones de

comunicación disponibles para cada uno de los equipos

Reconocimiento de los beneficios y limitantes de cada uno de los equipos disponibles para la

realización de la pasantía Identificar en los manuales de los equipos los

elementos disponibles para la comunicación de los IED.

Listado de nodos lógicos que caracterizan las funciones de los equipos

Identificar en el software las herramientas disponibles para realizar la configuración de

los equipos

Parametrización y listado de las herramientas disponibles en el PCM600 y el System

configurator que permiten el ajuste de la comunicación horizontal entre IED

Identificar las opciones adicionales disponibles en el software necesarias para el ajuste total de

la comunicación

Reconocimiento y comprobación de la existencia de algunos parámetros adicionales

que deben ser ajustado en cada uno del software para permitir su comunicación bajo el

estándar IEC61850

Realizar pruebas de funcionamiento de los resultados obtenidos anteriormente

Casos de estudio satisfactorios que comprueban el correcto funcionamiento de la

comunicación

8.4 Objetivo 4. Definir y realizar pruebas de validación de la correcta comunicación entre los relés

Tabla 25. Evaluación Objetivo 4 PROPÓSITO

Realizar pruebas que permitan verificar el correcto ajuste de comunicación bajo el estándar IEC61850

ACTIVIDADES REALIZADAS RESULTADOS Plantear posibles casos de estudio para

verificar de manera adecuada la comunicación de los equipos

Obtención de 4 casos de estudio que permitieron validar la correcta comunicación

de los equipos

pág. 85

Implementación de los casos de estudio planteados.

Correcto funcionamiento de los IED en la implementación de los casos de estudio

Análisis de los resultados obtenidos Documentación de cada una de las pruebas

realizadas de manera de constatar su correcto funcionamiento.

8.5 Objetivo 5. Elaborar un instructivo que permita ser la guía práctica para la interconexión de Relés ABB y SIEMENS

Tabla 26. Evaluación Objetivo 5

PROPÓSITO Desarrollar una guía que permita plasmar cada uno de los objetivos descritos anteriormente y que

ajustando los equipos para realizar pruebas de validación ACTIVIDADES REALIZADAS RESULTADOS

Identificar los procedimientos necesarios para el ajuste de los IED

Caracterización de cada uno parámetros que permiten el ajuste de la comunicación de los

equipos

Listar, detallar e ilustrar los procesos identificados en la actividad anterior

Realización de la guía práctica donde se listan tanto las herramientas como los elementos

necesarios para realizar una correcta comunicación

pág. 86

9 Conclusiones

• El proceso de caracterización para la comunicación de los relés se ve reflejado en el anexo 1. Guía Práctica para la Comunicación según el estándar IEC61850, en el cual se evidencia un paso a paso que permite a través del uso de los software dispuestos por cada uno de los fabricantes la comunicación GOOSE entre IED SIEMENS y ABB, la comunicación cliente-servidor a través de la generación del mapeo de las señales deseadas, permitiendo verificar que el ajuste de la comunicación de los equipos se puede realizar mediante el uso de los software propios, así como la necesidad de conocer la utilidad de los archivos dispuestos por la norma para el proceso de comunicación de los mismos.

• El proceso de caracterización de la comunicación a través de la mensajería SV, la cual permite la comunicación entre los transformadores de instrumentos y los relés de protección no se pudo realizar debido a la limitación presente en los equipos dispuestos para el desarrollo del presente documento, los cuales no contaban con la capacidad de recibir dichas señales, sino que la medición de los valores de operación se realiza a través de cableado de cobre convencional

• Los modelos de datos determinados por el estándar IEC61850 constituyen una de las grandes ventajas allí descritas, la determinación de una semántica para las funciones y equipos presentes en las subestaciones, genera una facilidad de identificación y de asociación de los datos dispuestos tanto en los mapeos como en los ajustes de intercambio de mensajería GOOSE, es así como en el desarrollo del documento se tuvo un gran énfasis en este y se realizó la descripción detallada de los nodos lógicos dispuestos en la norma, se ilustró la manera de reconocer cada uno de los componentes de las direcciones de los datos dispuestos por la norma.

• Los comunicación entre equipos a través de la mensajería GOOSE, tiene parámetros definidos que facilita su ajuste una vez determinados de manera clara, es así como se logró identificar que los más relevantes son: archivos SCL que determinan la configuración de los equipos, los nodos lógicos y demás conceptos determinados por la norma para generar identificar los datos que se desean publicar, determinar que equipo será emisor y cual será suscriptor para cada uno de los datos que serán publicados a través de este tipo de mensajería, es así como en los apartes del presente documento se enfocó en la retroalimentación de estos parámetros.

• Los casos de estudio presentan una demostración de la validez de lo dispuesto tanto en la Guía para la comunicación como los artículos dispuestos en el presente documento, ya que para el ajuste de los equipos dispuestos para las pruebas se utilizó como base lo allí dispuesto, estos casos de estudio presentaron los resultados esperados y evidencian que las aplicaciones que tiene el estándar IEC61850 son ilimitados.

• El documento “Guía Práctica para la Comunicación según el estándar IEC61850” presente en el anexo 1 del presente documento, representa una herramienta fundamental en el desarrollo de trabajo de campo para la aplicación de la norma IEC61850, la cual permite al usuario realizar de manera sencilla la comunicación de los equipos de los fabricantes y siguiendo de manera precisa lo allí descrito.

• Se demostró de manera práctica la interoperabilidad de comunicación entre equipos, garantizando su buen funcionamiento

pág. 87

• Se verificó la rapidez en la transmisión de datos en la comunicación horizontal entre IED, ante la ocurrencia de una contingencia, permitiendo así una respuesta casi inmediata en disparo transferido.

• El modelo de datos planteado en la norma, el cual tiene un enfoque orientado a objetos, permite la estandarización de los datos, de manera que simplifica la interpretación de los diseños de control y protección.

• Se verificó la importancia de los nodos lógicos, como bastión fundamental de la norma ya que en ellos radica el desarrollo estandarizado de las comunicaciones, permitiendo una interacción simplificada en la comunicación de los equipos.

• La comunicación a través de redes LAN genera un ahorro considerable en la implementación de sistemas automatizados de subestaciones, mediante el uso de fibra óptica como medio de transmisión de datos.

• El uso de reportes es una herramienta que permite el uso eficiente de los recursos de red presentes en el diseño de la subestación, permitiendo la actualización de datos de interés, al momento de alguna novedad.

• La aplicación de la mensajería GOOSE para la realización de disparos transferidos, como sucede en la operación de la protección 50BF garantiza una rápida y eficiente respuesta.

pág. 88

10 Recomendaciones

• Se debe continuar con los procesos de verificación y demostración de las grandes ventajas del estándar, ya que esto generará un mayor impacto del mismo en el diseño de sistemas automatizado de subestaciones.

• La mensajería GOOSE debe implementarse aún más en el diseño de comunicaciones entre IED, ya que gracias a su gran rapidez en la transmisión de datos permite una respuesta antes contingencias más eficiente.

• El uso de protocolos de comunicación basados en el estándar IEC61850, deben ser aplicados en el diseño de los sistemas automatizados de subestaciones, ya que brindan una gran flexibilidad y seguridad en la transmisión de datos.

• El uso de herramientas de verificación y monitoreo de datos y señales como los utilizados en el presente documento (IED SCOUT), facilitan la comprobación del correcto ajuste de las comunicaciones.

pág. 89

11 Referencias

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[33] ABB, “IEC 61850 Edition 2, 650 Series Version 2.2 Communication Protocol Manual,” 2017.

[34] SIEMENS, “Ethernet & IEC 61850 Start Up,” 2009.

pág. 91

12 Anexo.

12.1 Anexo 1. Guía Práctica para la Comunicación según el estándar IEC61850