Partes del Protocolo. Objetivos

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1 IV SEMINRIO DE PROTECCIONES DE SISTEMS ELÉCTRICOS 18 al 20 de Julio 2012 plicación Real de IEC61850 Modernización de 30 Subestaciones Eléctricas Henry Mendoza Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Objetivos Introducción al protocolo IEC61850 Programa de Modernización de la Subestación Modernización de la Subestación Guarujá 2 plicando el suite de Protocolos IEC Definición y Manejo del Proyecto rquitectura de Red Tipo de Controles plicando los mensajes GOOSE IEC para automatización, bloqueos y funciones de Protección Conclusiones and resultados Partes del Protocolo 1

2 Fusion del UC2 (1994) y IEC Expertos de Nuestra Industria dministrando el Futuro de IEC UC International Users Group (UCIUG) es responsable de administrar la conformidad del estándar. Diseño de Pruebas de Conformidad, creditación de Laboratorios de Pruebas Responsable de documentar soluciones a nuevos problemas, actualización y mantenimiento de procesos de Pruebas. IEC Technical Committee (TC) 57 Working Group (WG) 10 define la acción correctiva para corregir nuevos problemas Expertos de la Industria definen el proceso de la solución en Technical Issues (TISSUES). Metas de Estandarizacion de Comunicaciones del IEC Interoperabilidad Capacidad de dos o mas IEDs del mismo o diferente fabricante, de intercambiar información y usarla para la ejecución apropiada de funciones especificas (IEC ) Intercambiabilidad La capacidad de substituir un IED de un fabricante con otro IED de diferente fabricante SIN substituir otros elementos del sistema (IEC ) 2

3 Tipos de Conexiones para Conversaciones IEC Diagrama IEC Ilustrando Todos los Tipos de Conexiones IEC Combina Múltiples Protocolos 1. uto-descripción de IED Visualización usando MMS 2. SCD, SER/SOE, y Diagnósticos Reportes usando MMS 3. Control para SCD y sus Diagnósticos Control usando MMS 4. IED a IED o Relé a Relé Mensajes GOOSE 5. Valores de CT/PT Digitales Sampled Values 6. Estructura de Configuración de Comunicaciones de IEDs XML basado en Substation Configuration Language (SCL) 7. Sincronización de Estampa de Tiempo IRIG, SNTP IEC Estandariza el Flujo de Datos en un Sistema de utomación El Nombre y Movimiento de Datos Operacionales Para Monitoreo, comando de control, interfase del Operador rquitectura Cliente/servidor, host/ied El Nombre y Movimiento de datos en tiempo real Protección, Enclavamientos, utomatización, Valores de Muestreo peer-to-peer, IED/IED El Nombre y Movimiento de la Configuración de los Datos y justes rchivo de Configuración de tipo y formato, Nombres de Datos y tributos descritos en SCL (Substation Configuration Language) 3

4 Data para SCD de Otros Protocolos es Encontrada por Índices o Direcciones Grupo Comun de Data con Etiquetas Cliente cceso por indice o direccion V L O R ase de Datos para SCD en IED (ejemplo: Mapa DNP3) Direccionamiento de Registros No Es Intuitivo Voltaje Fase en Registros 10 y 11 Necesito Voltaje Fase del Interruptor #1 de 345KV uto-descripción de Nombres Estandar en IEC

5 grupación Lógica de LN por IEC Group Indicator C G I L M P R S T X Y Z Logical Node Groups utomatic control Supervisory control Generic function references Interfacing and archiving System Logical Nodes Metering and measurement functions related functions Sensors, monitoring Instrument transformer Switchgear Power transformer, related functions Further (power system) equipment Posible Nombres Estándar de Nodos Lógicos para Protección de Línea PDIS Distance PTUV Time Undervoltage RDRE Disturbance Recording RREC utomatic Reclosing RRF reaker Failure RCPW Carrier/Pilot Wire RFLO Fault Locator RSYN Synchrocheck CLH larm Handling CSWI Switch CILO Interlocking IHMI Operator Interface ILOG Data Logging GPC utomatic Process Control MMXU Measuring GGIO Generic I/O XCR Circuit reaker XSWI Switch SIMU Insulation Medium Measurement SRC rc Detection Monitoring SPDC Partial Discharge Monitoring TCTR Current Transformer TVTR Voltage Transformer LLNO ase Logical Node GTES Test Generator Posible Contenidos del Nodo Lógico XCR para Data de Posicion Nodo Logico y tributos de Data Data y Referencia de tributos 5

6 uto-descripción hacia MMS Equipos Logicos Nodos Logicos Equipos Fisicos Datasets Configurados por Usuario Data de Nodo Lógico PDIS e Intercambio de Comunicaciones Remote HMI Start / Pickup Trip Fault Information Settings Other Functions Trigger Circuit reaker Switchgear Position Digital Input VT, CT 3-Phase Voltage 3-Phase Current nalog Inputs Logical Node PDIS Distance Remote HMI Settings Event Handler Start / Pickup Trip Fault Information Other Functions Trigger lock Unblock Operated Circuit reaker Trip Command Digital Output UC2 GOMSFE, Reports or SEL Fast Message GSE, SEL MIRRORED ITS or Internal Logic SMV or Hardwire Station LN ay LN or Within IED Hard Wired I/O Or Process LN 6

7 Conexiones Lógicas entre Nodos Lógicos y PDIS Station LN Reporting CLH larm Handler IHMI Human-Machine Interface ITCI Telecontrol Interface ITMI Telemonitoring Interface PDIS RRF XCR RREC RDRE RFLO reaker Failure Circuit reaker Recloser Disturbance Recorder Fault Locator ay LN IED GSE and Internal Logic Los Dispositivos Físicos (PDs) contienen Nodos Lógicos (LNs) PD4 LN2 LN8 PD1 LN3 LN9 LN1 LN7 LN4 LN5 LN6 PD2 PD3 PD1 Station Computer PD2 Synchronizer PD3 CU PD4 PU sociación Lógica Entre Nodos Lógicos PD4 LN2 LN8 PD1 LN3 LN9 LN1 LN7 LN6 PD2 LN4 LN5 PD3 PD1 Station Computer PD2 Synchronizer PD3 CU PD4 PU 7

8 Combinación de Nodos Lógicos para Crear Funciones Logical Nodes HMI (IHMI) Synchronized C Switching Functions F1 F2 F3 Distance Overcurrent LN1 LN2 LN3 PD1 Station Computer PD2 Synchronizer PD3 CU PD4 PU PD1 Synch Check (RSYN) reaker (XCR) Distance (PDIS) LN4 LN5 LN6 LN8 LN7 PD2 PD3 PD4 Physical Devices Overcurrent (PTOC) LN9 Las Funciones (F) Pueden Conectar Muchos Dispositivos Físicos PD4 LN2 F2 LN8 PD1 LN3 LN9 LN1 F3 F1 LN7 LN6 PD2 LN4 LN5 PD3 PD1 Station Computer PD2 Synchronizer PD3 CU PD4 PU Otros spectos de un Sistema de utomación están Fuera del lcance del IEC utomatización Interna del IED (IEC-61131, Logic) cceso de Ingeniería (Telnet, FTP) lgoritmos de Funcionalidad Protección, Control, Monitoreo, Medición Métodos para Configurar el IED (por Puerto Frontal, Software Propietario de Fabricante, etc) Métodos de nálisis y Diagnostico (Monitoreo o Espia de Numero de Secuencia de GOOSE, de Trafico en Ethernet, etc.) 8

9 Substation Configuration Language (SCL) SCL es un método estandarizado para la descripción de dispositivos y el sistema para la Ingeniería de Comunicaciones Es utilizado para describir como los dispositivos y sistemas van a operar Describe de donde provienen los datos potenciales (Nodo Lógico de Origen) y a donde van (Nodo Lógico de Recepción) Esta Definido en la Parte 6, del IEC SCL es utilizado para crear Varios rchivos de Configuración Necesarios SSD SCD ICD CID System Specification Description Creado de Diagramas y Especificaciones del equipos de Subestacion (ejemplo: Nameplate,etc) Substation Configuration Description Descripción de comunicaciones y Nodos Lógicos que satisfacen el SSD IED Capability Description Descripccion de Capabilidad de Fabrica (Default) de un IED no instalado Configured IED Description Subconjunto de SCD que describe el IED en el contexto de la instalación existente. IEC Define los Métodos para Configuraciones y Comunicaciones rchivo-icd Fabricante X rchivo ICD Precargado en IED rchivo-icd Fabricante Z Fabricante X Carga la Funcionabilidad Default via el rchivo XML con extension *.ICD rchivo-icd Fabricante X rchivo CID Cargado en IED Configurado Herramienta de Software para Configuracion de IED y Comunicaciones rchivo- CID 9

10 Una Red IEC debe que soportar múltiples protocolos IEC GSE and Logical Nodes UC GOOSE and Data ricks FTP, Telnet DNP LN / WN, Modbus TCP Proprietary protocol, settings, diagnostics, Time Synchronization, tunneled serial protocols Estandarizar Métodos de Comunicación para Datos de Misión Critica Metodos de collision and retry para Ethernet no es aceptable para Prevencion de Perdida de Paquetes. Uso de store and forward en equipos de comunicacion Ethernet para evitar saturacion de la red. Mensajes Criticos NECESITN Prioridad IEEE P, 1.Q, 1.W añadio Prioridad, VLN y RSTP a los Switches Ethernet para ser usado por todos protocolos TCP/IP en redes Ethernet. Switches dministrados crean Virtual LNs para manejar routing de Prioridad. IV SEMINRIO DE PROTECCIONES DE SISTEMS ELÉCTRICOS 18 al 20 de Julio 2012 plicación Real de IEC61850 Modernización de 30 Subestaciones Eléctricas Henry Mendoza Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. 10

11 Objetivos Programa de Modernización de la Subestación Modernización de la Subestación Guarujá 2 plicando el suite de Protocolos IEC Definición y Manejo del Proyecto rquitectura de Red Tipo de Controles plicando los mensajes GOOSE IEC para automatización, bloqueos y funciones de Protección Conclusiones and resultados Elektro Eletricidade e Serviços S.., una Empresa de Distribución en rasil 120 subestaciones 74,300 km de líneas de Distribución 1,900,000 Clientes, 5,700,000 Personas atendidas Primera Etapa de Modernización de las Subestaciones inició en el 2000 Modernización es un factor crucial para el desarrollo de la compañía Etapas definidas Cada etapa incluye modernización de un grupo de subestaciones La primera etapa culmino en el 2006 utomatización tradicional, RTU, DNP3, y conexión por cableado entre los IEDs 11

12 Segunda Etapa del programa de modernización inició en el 2006 La modernización completa de 30 subestaciones en 4 años, en Voltajes de 13.8 kv a 138 kv La red de Elektro incluye protocolos IEC 61850, Telnet, FTP, y SEL Guarujá 2: La primera Subestación Modernizada fue energizada el 12 de Junio Guarujá 3 fue energizada el 23 de Julio Guarujá 2 Guarujá 3 Sao Paulo State, razil EL programa de Modernización de la segunda Etapa Inicialmente seleccionaron el protocolo DNP3 para integrar los IEDs Durante la etapa de la Propuesta, Elektro solicito una alternativa de solución en IEC Se analizaron los Pro y Contras del Protocolo IEC Implementación mas costosa Entrenamiento requerido Modificación de la filosofía de protección que inicialmente se propuso en el proyecto desarrollada sobre un sistema de utomatización tradicional 12

13 Motivaciones para IEC lta Velocidad, Sistemas de Comunicación asados en Ethernet Interoperabilidad entre productos Reducción Substancial en el uso de cables de cobre usando mensajes GOOSE IEC Menor uso de conexiones físicas incrementa la disponibilidad y confiabilidad del sistema No hay problema que sea obsoleto en corto tiempo Sistema fácil de expandir Subestación Guarujá 2 Main us Transfer us C kv C27 C3 Line kv Line 2 C1 138 kv TR MV kv DS8 TR MV kv C26 C25 C24 C23 C2 C22 C20 C21 Requerimientos del Proyecto Desarrollar esquemas de Control de ahía a nivel de IED Priorizar el uso de mensajes GOOSE, minimizando el uso de cables de cobre y Físicas I/Os Se requiere un tiempo corto en Procesamiento de los esquemas lógicos para asegurar la correcta operación de las funciones de protección La lógica personalizada debe tener el mismo tiempo de procesamiento tal como las funciones de protección de los IEDs 13

14 Requerimientos del Proyecto plicar esquemas lógicos redundantes en todo momento Las lógicas deben ser implementadas en dos IEDs No permitir que una falla simple de comunicación de la red Ethernet comprometa la ejecución de los esquemas Lógicos Proveer redundancia al control de los Interruptores de 138 kv y desconexión de las Cuchillas Distribución de los IEDs en las ahías 13.8 kv DS1 DS2 Voltage Regulator 138 kv TR1 DS6 C2 DS3 ay 2 50/51, Transformer Diff DS4 C1 DS5 50N/51N, 67N, 27, Relay 87, 50/51, 50N/51N 59 Controls, Metering, Voltage Monitoring Regulator ay 1 TR2 DS7 C3 50/51, 50N/51N, 67N, 27, 59 Controls, Metering, Monitoring ay 3 Transformer Diff 50/51, Relay 87, 50N/51N, 67N, 27, 50/51, 50N/51N 59 Controls, Metering, Monitoring Feeder Relay 50/51, 50N/51N, 79, 81 Controls, Metering, Monitoring DS8 rquitectura de Comunicación Guaruja 2 WN Control Center Remote Engineering ccess Local HMI Gateway Gateway Hot Standby IEC MMS only IEC 61850, FTP and Telnet IEC and DNP Over Ethernet DNP Over Ethernet, FTP and Telnet Hot Standby IRIG- LL 14

15 Gateways Redundantes Pentium M, 1 GHz, 1 G RM, 2 G flash, no Ventiladores, no partes móviles SGE software suministrado por CEPEL SGE se ejecuta sobre el sistema operativo Linux Colección de Datos, Concentración y conversión de protocolos desde IEC Manufacturing Message Specification (MMS) hacia DNP3 LN / WN Envío de datos hacia la HMI Local y Centro de Control Configuración Hot / Standby HMI local se ejecuta sobre una Computadora Industrial Esta versión incluye disco duro de 40 G Sistema de Supervisión Control y dquisición de Datos llamado ELIPSE E3 en un HMI Local Sistema Operativo Windows Server 2003 ELIPSE fue requerido por en las especificaciones de ELEKTRO Soporta alrededor de 1050 señales Digitales, 230 señales analógicas y 100 mandos de Control Control Local Los mandos de Control Local son ejecutados por los IEDs No se usan Selectores Externos Redundancia para la ejecución de los Mandos de Control Locales en equipos de 138 kv Los Interruptores y cuchillas de desconexión de 138 kv deben ser controlados por mas de un IED 15

16 Control Local Display Mímico del Control de ahía 1 Control Local Display Mímico del Control de ahía 3 Panel del HMI Local Monitor touchscreen 17-inch Plataforma de Computo Industrial Teclado y Ratón diseñado para uso en Subestación 16

17 Mensajes GOOSE IEC El mayor beneficio de la implementación de IEC Reducción en número de cables de cobre y señales I/Os Implementación múltiples lógicas complejas y con diferentes IEDs Incremento de la confiabilidad, seguridad y disponibilidad del sistema Reducción de las interrupciones del suministro eléctrico a los usuarios de ELEKTRO Mensajes GOOSE para utomatización, Protección, y Interbloqueos Falla de Interruptor (50F) Protección de arra 13.8 kv Transferencia utomática de limentadores Transferencia utomática de Cargas entre Transformadores Restablecimiento automática de la Subestación Transferencia utomática de funciones de Protección 17

18 Falla de Interruptor (50F) Ifault+load Status DS8 Failed to Open Ifault TRIP ay TRIP ay Switch Switch ay Redundant Switches Ethernet Connections Falla de Interruptor (50F) Falla de Conexión Ethernet Ifault+load TRIP ay Status DS8 Failed to Open Ifault TRIP ay Switch ay Redundant Switches Cable or Switch Failure Switch Ethernet Connections Mensajes GOOSE permiten Disparos Rapidos Falla de arra Ifault+load ay TRIP Ifault ay ay Switch Switch ay Redundant Switches Ethernet Connections 18

19 Mensajes GOOSE permiten Disparos Rapidos Falla de arra Ifault+load Ifault ay ay TRIP ay Switch Switch ay Redundant Switches Ethernet Connections Monitore de la Conexión Ethernet Evita Disparos indeseados Lógica de Protección de arra 50P2 50G2 lock Signal From Feeders Message Quality = 1 (Comm Failure) = 0 (Comm OK) 50P2 50G2 Feeder Relay CCOUTnn CCINnnn 100 ms Ethernet Comm Card Ethernet Comm Card 0 Trip Switch Switch Comm Failure Feeder Fault OR NOT Transformer ay 19

20 Restablecimiento utomático Solo un Interruptor de 138 kv Si un Transformador de Potencia Falla, ambos son puestos fuera de servicio Esquema de utomatización diseñado para aislar el transformador bajo falla, abriendo la cuchilla de 138 kv y el interruptor secundario del respectivo transformador, habilitando el re-cierre del circuito de 138 kv para volver a energizar todos los alimentadores Restablecimiento utomático 13.8 kv DS1 DS2 DS4 DS3 C1 ay 1 Controls, Metering, Monitoring DS5 TRIP CLOSE 138 kv ll relays: Unblock lock utomation DS6 OPEN ay 2 Controls, Metering, Monitoring DS7 TR1 TR2 C2 Voltage Regulator Transformer Diff Relay C3 TRIP TRIP CLOSE CLOSE Feeder Relay Controls, Metering, Monitoring DS8 CLOSE TRIP CLOSE TRIP TRIP CLOSE TRIP CLOSE Transferencia utomática de Protección 50N ay TRIP ISLGfault+load El Operador inicia el esquema de transferencia utomática ay Switch ay ay TRIP Redundant Switches Switch Ethernet Connections 20

21 Plataforma de Prueba Se creo un replica del Sistema de utomatización típico en el laboratorio Se simulo todos los Circuitos de Interruptor, cuchillas de desconexión, sensores, etc. Se probó, valido, y verifico la consistencia del sistema y cada esquema lógico de cada una de las 30 subestaciones Se aceleraron las pruebas de Puesta en Servicio Se Redujeron los errores encontrados durante las pruebas de campo Plataforma de Prueba Cables viejos removidos de la Subestación Guarujá 2 21

22 Conclusiones El acceso de Ingeniería remoto y la adquisición de Oscilografias contribuyen a un análisis rápido y a tomar oportunas decisiones Monitoreo de equipamiento permite mantenimientos inteligentes y económicos El sistema utomatizado redujo el tiempo en un 40 % durante la puesta en Servicio Estandarización de los esquemas lógicos Uso de los mensajes GOOSE de IEC Plataforma de Pruebas Conclusiones Uso de los mensajes GOOSE de IEC redujo el uso de cables de cobre en un 50 % comparado con una solución tradicional La reducción de los tiempos para despejar las fallas contribuyo a incrementar la calidad del sistema y tiempo de vida de los equipos, especialmente de los transformadores de potencia Resultados Despues de la modenización, una falla ocurrio en un transformador El restablesimiento de la energia fue en pocos segundos para 17,000 clientes gracias a los esquemas automatizados Sin la lógica, el tiempo de interrupción pudo haber sido de aproximadamente 1.5 horas 22

23 Erramientas y equipos SEL para IEC SEL CSELERTOR rchitect SEL-2411 I/O Substation Configuration Language utomation (SCL) Engineering Software SEL-710 Motors SEL-751 Feeders SEL-421 Distance SEL-2730 Ethernet Switch SEL-3351 Rugged Computer SEL ay Control SEL-311L Current Differential SEL-451 Distribution SEL-487 uses SEL-387E Transformers SEL-787 Transformers Preguntas? 23