Términos clave IEC 61850, GOOSE, Sampled Values, automatización de subestaciones, Pruebas de sistemas de protección

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1 Pruebas de sistemas de protección en subestaciones basadas en comunicaciones según la norma IEC Eugenio Carvalheira, OMICRON, Estados Unidos Jesús Coronel, OMICRON, México Resumen En este artículo se describen los posibles escenarios de pruebas para la puesta en servicio de subestaciones basadas en la norma IEC En el artículo se presentan las funcionalidades de pruebas propuestas por la Edición 2 de la norma y se analiza su impacto sobre los procedimientos actuales de prueba para subestaciones convencionales. En el artículo se hace especial énfasis en los nuevos métodos de prueba y los requisitos de las herramientas de prueba necesarias para esta aplicación. Términos clave IEC 61850, GOOSE, Sampled Values, automatización de subestaciones, Pruebas de sistemas de protección I. INTRODUCCIÓN La norma internacional IEC para las comunicaciones de las compañías eléctricas no solo define protocolos, sino los modelos de datos para los equipos de la subestación, los servicios abstractos de comunicación y un formato normalizado para representar la configuración del sistema, denominado lenguaje de configuración de subestaciones (SCL). La norma define básicamente como servicios de comunicación, tres clases de comunicaciones que se utilizan para la protección, control y automatización de la subestación: Cliente/Servidor, GOOSE y Sampled Values. El Cliente/Servidor representa los servicios utilizados por un cliente para obtener información y enviar las operaciones de control desde/hacia servidores IED (dispositivos electrónicos inteligentes), formando un sistema SCADA típico para la supervisión y el control de la subestación. Para la implementación de estos servicios de comunicaciones, la parte 8-1 de la norma define el mapeo y la utilización del protocolo MMS. Otro método de comunicaciones definido es el mensaje GOOSE. Se utiliza para el intercambio rápido y confiable de información en tiempo real entre los IED en los niveles de bahía y de proceso. Es un mensaje de multidifusión de la capa 2 publicado por un IED en la red al que puede suscribirse cualquier otro IED conectado a la misma red. El mensaje se publica en repetidas ocasiones, aunque no se produzcan cambios, con objeto de aumentar su fiabilidad. Con el mensaje GOOSE, toda información (transmitida mediante las habituales salidas binarias, cables de cobre y entradas binarias) puede intercambiarse a través de la red de comunicaciones. El tercer servicio describe un mecanismo de comunicaciones de multidifusión para la transmisión de valores medidos muestreados de tensión y corriente a través de la red de la subestación. Se denomina Sampled Values y reemplaza las señales analógicas secundarias clásicas de los TC y TT. Para la aplicación de este tipo de sistemas de automatización, se introducen nuevos componentes en las subestaciones. Los IED se utilizan como interfaz con los equipos primarios en el nivel de proceso. Un ejemplo es un IED de interruptor que se puede utilizar para interconectar las señales del interruptor de potencia y del seccionador con el sistema de automatización. La distribución de los valores medidos (corriente y tensión) muestreados a través de la red se realiza mediante las Merging Units (MU) que constituyen la interfaz entre los transformadores de medida y los IED (dispositivos de protección y control). También se utilizan conmutadores (switches) de red, que son parte esencial del sistema. En la Figura 1 se ilustra una subestación totalmente basada en comunicaciones. Para que el sistema de protección funcione correctamente, todos los componentes deben a su vez funcionar correctamente. El sistema está formado por transformadores de medida, unidades de fusión para la transmisión de los valores de corriente y tensión como Sampled Values, conmutadores de red, relés de protección (IED), IED de interruptor y el equipo primario del interruptor de potencia. Las pruebas del sistema completo son imprescindibles, pero pueden constituir todo un reto para los técnicos de protección si se comparan con las subestaciones convencionales. Los procedimientos de prueba son completamente diferentes a los utilizados en las subestaciones convencionales. Se necesitan otras herramientas y métodos de prueba. Figura 1 Subestación totalmente basada en comunicaciones 1

2 II. SUBESTACIONES HÍBRIDAS: DIFERENTES NIVELES DE IMPLEMENTACIÓN Frente al ejemplo mostrado en la Figura 1, la mayoría de las aplicaciones tiene una combinación de conexiones cableadas convencionales y comunicaciones IEC El nivel de uso de la aplicación basada en comunicaciones depende en gran medida de la filosofía de las compañías eléctricas y de lo bien que conozcan y confíen en las nuevas tecnologías. Casi todas las compañías eléctricas que dicen que usan la norma IEC 61850, se refieren a las comunicaciones Cliente/Servidor para el sistema SCADA, pero no hacen uso de las ventajas de los servicios de GOOSE y Sampled Values. Otras compañías eléctricas utilizan también mensajes GOOSE, sin embargo, para aplicaciones que no son de disparo, como el interenclavamiento. En este caso, no se utiliza un IED de interruptor para la interconexión con el interruptor de potencia en campo y todas las señales desde/hacia el interruptor de potencia se conectan a los cubículos del relé mediante cables de cobre. En una subestación en la que se utilice GOOSE para todas las aplicaciones, incluyendo el disparo del interruptor, se utilizarán cables de cobre solo entre los equipos primarios y las unidades de interfaz. Los relés (IED) no necesitarán ninguna entrada o salida binaria. El nivel más avanzado de uso es cuando las mediciones de corriente y tensión de los TC y TT también se digitalizan a través de las unidades de fusión. Como resultado de lo explicado anteriormente, hoy en día los técnicos de protección tienen que trabajar con subestaciones híbridas que combinan señales analógicas y binarias convencionales y tráfico de red. Necesitan nuevas pruebas y herramientas de puesta en servicio para trabajar en este nuevo entorno. III. ESCENARIOS DE PRUEBAS PARA SUBESTACIONES BASADAS EN COMUNICACIONES Las pruebas de aplicaciones basadas en IEC deben realizarse bajo diferentes escenarios. Los factores que influyen en estos escenarios son: el nivel de automatización implementado y los servicios utilizados, los dispositivos que se utilizan en el sistema de automatización y cuál es el propósito de la prueba. Se necesitarán diferentes métodos y herramientas de prueba para estos diferentes escenarios. Los siguientes son algunos ejemplos de los propósitos de prueba: Prueba de tipo de un IED, prueba de aceptación de un sistema de automatización, puesta en servicio o una simple comprobación de mantenimiento. convencional esto se puede hacer comprobando que las señales del relé estén correctamente enrutadas hacia las salidas binarias del relé y luego comprobar si está conectado el cable de un relé a otro y si está asignado correctamente a la entrada binaria correspondiente del relé de destino. La comprobación del cable se realiza por lo general midiendo la continuidad con un multímetro. Sin embargo, para aplicaciones en las que se intercambia información a través de mensajes GOOSE, no puede utilizarse un multímetro para comprobar si la salida del relé está funcionando correctamente ni para comprobar la continuidad del cable. En su lugar se utilizan herramientas de software. Las herramientas de software pueden utilizarse para investigar el modelo de datos IEC de cada IED y para monitorear la actividad de comunicaciones del IED. Figura 2 Investigación del modelo de datos del IED y monitoreo de los datos Para verificar que un IED está enviando correctamente un mensaje GOOSE se utiliza una herramienta de software que monitorea el mensaje en la red. Como siguiente paso, el usuario debe comprobar si el mensaje es recibido por otro IED. Con este propósito la norma IEC define un nodo lógico, como parte del modelo de datos del IED, para monitorear las suscripciones a GOOSE. Supervisando estos datos, el usuario puede cerciorarse de que el mensaje se está recibiendo. El equipo de prueba debe poder adaptarse a todas las situaciones. A. Verificación del cableado y monitoreo de señales Una de las tareas básicas realizadas al comienzo de cada prueba de aceptación o de puesta en servicio es verificar que todas las señales que intercambian los IED estén correctamente cableadas. En un entorno Figura 3 Monitoreo de mensajes GOOSE en la red 2

3 El cableado virtual entre varios IED se comprueba totalmente utilizando herramientas de software. Sin embargo, el viejo multímetro sigue siendo necesario cuando se utiliza el cableado de cobre convencional. B. Pruebas de protección El propósito de esta prueba es evaluar el comportamiento del relé de protección. En un sistema convencional, el equipo de prueba genera tensiones y corrientes analógicas en una clásica prueba de protección de inyección secundaria. Para medir la respuesta del relé, las señales binarias se conectan de vuelta del relé a las entradas binarias del equipo de prueba. Es posible cualquier otro escenario híbrido como variaciones de la Figura 2 y la Figura 3. Podría ser, por ejemplo, una aplicación en la que las señales necesarias para la prueba provengan de mensajes GOOSE, pero el relé mida corrientes y tensiones analógicas. C. Prueba de la unidad de fusión En las subestaciones que utilizan Sampled Values, el técnico de protección puede tener que trabajar con un equipo nuevo introducido por esta tecnología, la denominada unidad de fusión. En términos generales, hay dos tipos de unidades de Fusión: una unidad de fusión autónoma (SAMU) que se utiliza para convertir las señales analógicas de los transformadores de medida convencionales en señales digitalizadas; o una unidad de fusión integrada en la electrónica de un transformador de medida óptico. Figura 4 Pruebas del relé de protección en una subestación convencional Probar la unidad de fusión es una tarea que generalmente hacen los fabricantes durante su fase de desarrollo. Sin embargo, también se pueden realizar evaluaciones durante las pruebas de aceptación, o incluso durante la fase de diseño de proyectos específicos. El objetivo es garantizar que se cumplan las especificaciones de acuerdo a la implementación reivindicada. En subestaciones donde se utilizan mensajes GOOSE y/o Sampled Values, pueden utilizarse los mismos métodos de prueba, sin embargo, la interfaz entre el relé y equipo de prueba se realiza a través de la red. El equipo de prueba debe ser capaz de generar flujos de Sampled Values que contengan valores de corriente y tensión a los que suscribirá el relé de protección. El equipo de prueba debe ser capaz de simular el flujo de Sampled Values de acuerdo a la implementación específica que se esté utilizando (por ejemplo, 9-2LE). El relé reaccionará a las simulaciones enviando señales (por ejemplo, disparo, arranque y cierre) a través de mensajes GOOSE. El equipo de prueba debe suscribirse a estos mensajes para evaluar la respuesta del relé. Figura 6 Configuración de prueba de la unidad de fusión Figura 5 Pruebas de IED de protección con Sampled Values y GOOSE Dependiendo de la función que se pruebe, puede ser necesario que el equipo de prueba simule también mensajes GOOSE. Un ejemplo es la simulación de un ciclo de recierre automático realizado durante una prueba de aceptación en fábrica, cuando el interruptor de potencia no está implicado en la prueba. El equipo de prueba debe a continuación simular la reacción del interruptor de potencia y enviar sus señales de estado al relé mediante mensajes GOOSE. Para las unidades de fusión autónomas (SAMU), esta tarea se puede realizar mediante el uso de un equipo de prueba de alta precisión. Es muy importante que la configuración de prueba proporcione una señal analógica muy precisa y que tanto el equipo de prueba como la unidad de fusión, estén sincronizados con la misma referencia horaria. El equipo de prueba inyecta valores secundarios a la unidad de fusión y, al mismo tiempo, envía los mismos valores de corriente y tensión mediante Sampled Values. Se utiliza una herramienta de análisis independiente para la suscripción de los dos flujos: uno del equipo de prueba y el otro de la unidad de fusión. Pueden verificarse los errores de magnitud y de fase. También se puede realizar una medición del sincronismo de los paquetes en la red. 3

4 MAC-Address) y realizar una comprobación de la relación y la polaridad. Figura 7 Evaluación del sincronismo de las unidades de fusión E. Pruebas funcionales y aislamiento de las pruebas in situ Varias pruebas se realizan in situ durante las diferentes fases: la puesta en servicio de una nueva subestación realizada antes de energizar la subestación, la puesta en servicio de una nueva bahía en una subestación existente, la prueba de mantenimiento debida a una modificación en el sistema o el mantenimiento debido a una falla del sistema. D. Pruebas de inyección primaria In situ, es importante comprobar que todas las rutas de corrientes y tensiones sean correctas. En caso de subestaciones en las que se usan unidades de fusión, deben realizarse pruebas para verificar la correcta transmisión de Sampled Values por parte de los transformadores de medida. A diferencia de las pruebas detalladas de inyección secundarias de unidades de fusión como se explicó anteriormente, el objetivo de esta prueba no es verificar la precisión, sino comprobar la escala correcta de magnitudes, la polaridad de las conexiones y los parámetros de Sampled Values. La inyección primaria de corrientes y tensiones altas en el lado primario de los transformadores de medida es una opción. Esta prueba se puede realizar en aplicaciones que utilicen transformadores de medida convencionales y unidades de fusión autónomas, pero es aún más relevante en instalaciones en las que se utilizan los transformadores de medida no convencionales. En este caso no hay otra posibilidad para realizar la prueba, ya que no se puede acceder a la interfaz entre los sensores y la unidad de fusión. Figura 8 Puesta en servicio de Sampled Values con inyección primaria Esta prueba se ilustra en la Figura 8, con el equipo de prueba inyectando corrientes y/o tensiones en el lado primario del transformador de medida. El sistema del transformador de medida publica los Sampled Values en la red de la subestación. El equipo de prueba se suscribe a estos Sampled Values de la red cerrando el bucle de prueba. Esta prueba verifica todo el sistema del transformador de medida, incluyendo los sensores y las unidades de fusión asociadas. El usuario puede verificar que los Sampled Values se publican con los parámetros correctos (SVID, AppID y Lo idóneo es realizar las pruebas descritas anteriormente para evaluar los relés de protección y las unidades de fusión antes de la puesta en servicio. Durante la puesta en servicio, el objetivo principal es comprobar que todas las conexiones sean correctas y verificar que la integración de los diferentes componentes esté funcionando correctamente. Los esquemas de protección se prueban durante la puesta en servicio, como una prueba de extremo a extremo entre dos subestaciones, en lugar de los componentes individuales. Para la puesta en servicio de las subestaciones desenergizadas, la prueba se puede realizar sin demasiada preocupación. Sin embargo, para la puesta en servicio de subestaciones ya energizadas o durante las actividades de mantenimiento, hay que tomar precauciones especiales para aislar los IED que se prueban. Esto evitará cualquier disparo accidental del interruptor o un intercambio no deseado de señales entre los IED sometidos a prueba. Una opción fácil sería desconectar el dispositivo sometido a prueba de la red. Sin embargo, no es recomendable desconectar los IED de la red de la subestación. A veces ni siquiera es posible dependiendo de la arquitectura de red. La edición 2 de la norma IEC proporciona una gran cantidad de características mejoradas que deberán utilizarse para el aislamiento de prueba [3]. Algunas de estas características son: posibilidad de poner una función o IED en Test Mode y Simulation Flag en GOOSE y Sampled Values. En la Figura 9, se muestra un ejemplo para la puesta en servicio de la interconexión de la señal de disparo del relé al interruptor de potencia sin necesidad de abrir los contactos primarios del interruptor. En primer lugar, la IED de protección sometido a prueba deberá ajustarse al modo TEST (MOD = Test). En este caso, todos los mensajes GOOSE, que se envíen por este IED se señalizarán para fines de prueba (q.test = true). Los demás IED conectados a la red, que están en modo de funcionamiento normal, ignorarán estos mensajes. En segundo lugar, debe ajustarse el IED para que se suscriba solo a los mensajes simulados y que ignore todos los mensajes procedentes del proceso (LPHD.Sim = true). Hay que tener en cuenta que estos dos procedimientos de ajuste del IED en el modo de prueba y el modo de simulación podrían hacerse en un paso único si se programan en el IED. Todas las señales generadas por el equipo de prueba, Sampled 4

5 Values y GOOSE, deberán marcarse como Simulated. Si el controlador del interruptor se ajusta también en modo TEST, recibirá el GOOSE de disparo y abrirá el interruptor. hasta que el mismo mensaje se entrega en una determinada ubicación (t2). Esta medición distribuida y sincronizada se puede realizar en cualquier punto de una red de área local (LAN) o incluso a través de redes de área amplia (WAN), como la comunicación entre dos subestaciones diferentes. G. Resolución de problemas Muy a menudo, los técnicos de protección tienen que analizar la aparición de eventos en el sistema. Se utiliza una condición predefinida como trigger de la grabación de eventos que posteriormente serán analizados. Figura 9 Aislamiento de la prueba in situ En caso de que no se desee la apertura del interruptor primario, el IED de interruptor se puede ajustar a TEST-BLOCKED, de modo que se recibirá y procesará el GOOSE de disparo, pero no funcionarán las salidas hacia el interruptor. F. Evaluación de la red de comunicaciones Como componente crucial del sistema de protección y automatización, la red de la subestación también debe recibir una atención especial. La red debe estar bien diseñada con una topología apropiada y un número limitado de IED conectados que se ajuste a las aplicaciones utilizadas. Los conmutadores de red se configuran para realizar diferentes tareas, como priorización del tráfico, calidad del servicio, segregación de LAN virtual (VLAN), protocolos de redundancia, entre otras cosas. Debe disponerse de herramientas para evaluar la red de comunicaciones con mediciones de los retardos de carga y propagación de la red. También debe haber una forma de comprobar las funcionalidades de los conmutadores de red. Figura 10 Medición del retardo de propagación La Figura 10 muestra un ejemplo de configuración para medir el retardo de propagación de un mensaje GOOSE a través de la red. Se mide el tiempo desde que un IED (t1) publica un mensaje y entra en la red, En subestaciones híbridas, como se analizó anteriormente, el técnico de protección ahora ha de tener en cuenta que las señales de la subestación no son solo son analógicas y binarias, sino que también están presentes en la red. Por tanto, para realizar unos análisis adecuados y coordinados, el equipo de medición que se utilice deberá grabar simultáneamente las señales convencionales y el tráfico de red. El tráfico de la red de GOOSE y Sampled Values según la norma IEC debe mostrarse como magnitudes eléctricas que sean comprensibles por los técnicos. IV. CONCLUSIÓN La norma IEC ha pasado a ser de amplia utilización para la automatización de las compañías eléctricas. Se definen métodos para el intercambio de información a través de una red de comunicaciones. Con el uso de esta nueva tecnología, se introducen nuevos componentes en las subestaciones. Los conmutadores de red, unidades de fusión e IED de interruptores ahora también forman parte del sistema de protección y son esenciales para su correcto funcionamiento. La implementación de las subestaciones basadas en comunicaciones difiere mucho dependiendo de las filosofías de las compañías eléctricas. Las subestaciones híbridas son la forma más común que se encuentra hoy en día en la mayoría de las aplicaciones, donde se utilizan las señales convencionales y el tráfico de red para el intercambio de información. Los técnicos de protección tienen que hacer frente a diferentes escenarios, además de a los desafíos impuestos por la nueva tecnología. Los métodos de mantenimiento y los procedimientos de prueba utilizados en las subestaciones convencionales puras ya no pueden utilizarse y tienen que adaptarse a la nueva realidad. Las diferencias comienzan ya en la preparación para la prueba. El aislamiento de los dispositivos sometidos a prueba del resto del sistema, que permanece en funcionamiento, ya no se hace solo a través de conmutadores de prueba instalados físicamente, sino también virtualmente a través del software de los IED. La edición 2 de la norma IEC define la manera de realizar esta tarea sin interferir con el sistema. Los procedimientos de prueba deben definirse cuidadosamente para garan- 5

6 tizar que todo el sistema de protección y automatización funcione correctamente. Ahora se dispone de nuevas herramientas de prueba que posibilitan la realización de pruebas de diferentes escenarios en las subestaciones híbridas. Las aplicaciones de software están reemplazando a los multímetros y los equipos de prueba tienen que actualizar su firmware para trabajar con mensajes GOOSE y Sampled Values. El desarrollo de nuevas herramientas de software es fundamental para el cumplimiento de los requisitos de pruebas de esta nueva aplicación. REFERENCIAS [1] IEC ed2.0, Communication networks and systems for power utility automation Parts 7-2, 8-1 and 9-2. [2] F. Steinhauser, Testing Scenarios for Testing Protection Systems using Sampled Values according to IEC 61850, International Protection Testing Symposium, [3] C. Brunner, F. Steinhauser, Testing and IEC Edition 2 what does it mean for the Protection Engineer, International Protection Testing Symposium, [4] E. Carvalheira, J. Coronel, A Testing Approach for Commissioning the entire Protection System in Sampled Values Based Substations, SIPSEP Simposio sobre Protecciones de Sistemas Electricos, México, V. BIOGRAFÍAS Eugenio Carvalheira se licenció en Ingeniería Eléctrica en la Universidad Federal de Pernambuco y realizó un máster en Ingeniería Computacional en la Universidad de Erlangen- Nuremberg. Comenzó su carrera profesional en 2001 como Ingeniero de Proyectos en ESC Ltda., responsable del diseño, la planificación, la ejecución y la puesta en servicio de los sistemas de protección y control de subestaciones eléctricas y centrales eléctricas. En 2008 se unió a OMICRON electronics Germany como Técnico de Capacitación y Aplicaciones para el diseño y desarrollo de soluciones de automatización de pruebas para relés de protección y es responsable de los cursos de capacitación de OMICRON sobre la norma IEC Actualmente es Especialista Regional en Aplicaciones y Director de Capacitación para Latinoamérica con OMICRON electronics Corp. USA en Houston, Texas. Jesús Coronel se licenció en Ingeniería Eléctrica en la Universidad Nacional Autónoma de México. Comenzó su carrera profesional en 1998 como Técnico de Ventas y Aplicaciones en Multi-mex Medición y Calibración, S.A. de C.v. como responsable de los cursos de capacitación, asistencia técnica y presupuestos para soluciones de prueba y diagnóstico de sistemas eléctricos. En 2011 se unió a OMICRON Energy Solutions de México como Técnico de Aplicaciones responsable de la capacitación y asistencia para México y Centroamérica con OMICRON. 6

7 OMICRON es una compañía internacional que presta servicio a la industria de la energía eléctrica con innovadoras soluciones de prueba y diagnóstico. La aplicación de los productos de OMICRON brinda a los usuarios el más alto nivel de confianza en la evaluación de las condiciones de los equipos primarios y secundarios de sus sistemas. Los servicios ofrecidos en el área de asesoramiento, puesta en servicio, prueba, diagnóstico y formación hacen que la nuestra sea una gama de productos completa. Nuestros clientes de más de 140 países confían en la capacidad de la compañía para brindar tecnología de punta de excelente calidad. Los Service Centers en todos los continentes proporcionan una amplia base de conocimientos y un extraordinario servicio al cliente. Todo esto, unido a nuestra sólida red de distribuidores y representantes, es lo que ha hecho de nuestra empresa un líder del mercado en la industria eléctrica. Para obtener más información, documentación adicional e información de contacto detallada de nuestras oficinas en todo el mundo visite nuestro sitio web. OMICRON L2284, diciembre de 2013 Sujeto a cambios sin previo aviso.