Guía de conceptos, características y funciones de los sistemas de automatización de subestaciones

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1 Datos generales del documento: Nombre de la Guía: Código: Macro proceso: Proceso: Subproceso Guía de conceptos, características y funciones de los sistemas de automatización de subestaciones y sus componentes. G.01.PV PV02. Expansión de la infraestructura eléctrica PV Planificación y diseño de obras de infraestructura eléctrica PV02.03.S02 Estudios detallados y diseño de obras de infraestructura Versión: 1.0 Control de aprobaciones: 1

2 Tabla de Contenido 1. Objetivo Alcance Dirigido a Requerimientos y responsabilidades Conocimientos mínimos Requerimientos tecnológicos Responsabilidades Convenciones a utilizar Desarrollo de la guía de conceptos, componentes y funciones de los sistemas (SAS) Introducción a los sistemas Descripción de los componentes principales de los sistemas SAS Descripción general Redundancia y sincronización de tiempo Confiabilidad y disponibilidad del SAS Estructura de datos y servicios IEC Modelos de datos conforme al estándar IEC Servicios de comunicación conforme al estándar IEC Arquitectura básica del sistema de control Nivel 0 nivel de proceso Nivel 1 nivel de bahía Nivel 2 Nivel de estación Nivel 3 centros de control Modos de control Comando local Comando remoto Interconexión con los centros de control: CENACE Y COT

3 6.5. Equipos componentes del SAS Equipos de nivel Unidades de control de aparamenta (SCU) o merging units digitales Merging units analógicas (MU) Equipos de monitoreo de transformador Equipos y sistemas de nivel Unidades de control de bahía (BCU) IEDs de protección Unidad de control para servicios auxiliares Elementos de interfaz entre niveles 1 y Cables con fibra óptica Distribuidores de fibra óptica (ODF) Switches de comunicación red SAS Equipos y sistemas de nivel Sistema de sincronización de tiempo por satélite (GPS) Unidades de adquisición y control de la subestación IHM del sistema de supervisión y control Gateways de comunicaciones Computador de gestión de mantenimiento Características generales de los tableros para el SAS Tablero de controlador de subestación Tableros de protección y control de línea Protección de líneas de transmisión Tableros de protección, control y medición de transformadores/autotransformadores

4 Protección de transformador/autotransformador Tablero de protección y control del reactor de barras Protección del reactor de barras Tablero de protección y control del reactor de línea Protección del reactor de línea y reactores de neutro Tablero de protección y control de banco de capacitores Protección de banco de capacitores Tablero de protección y control de bahía acoplador de barras Protección de acople de barras Protección diferencial de barras Sistema de medición de energía Características técnicas Parámetros y requisitos técnicos Comunicaciones y aspectos de diseño Registrador digital de fallas (DFRs) Características generales Características de hardware y software Registros mínimos Referencias Anexos Historial de cambios Anexo 1: Arquitectura del sistema de control de una subestación 230/138 kv 61 Anexo 2: Diagramas de principio subestaciones 230/138 kv

5 Índice de Figuras Figura 1 Arquitectura IEC 61850: bus de proceso y estación Figura 2 Esquema conceptual del protocolo de redundancia PRP Figura 3 Modelamiento de datos (IEC 61850) Figura 4 Representación de componentes de la subestación en nodos lógicos Figura 5 Servicios de comunicación IEC Figura 6 Niveles de control de la subestación Figura 7 Modelo de interfaces de comunicación definidas en el estándar IEC Figura 8 Arquitectura conceptual de un SAS conforme a la IEC edición Figura 9 Arquitectura conceptual del sistema de DFRs Índices de Tablas Tabla 1 Requerimientos en tiempo de recuperación Tabla 2 Funciones de protección de línea descritas conforme a la norma ANSI Tabla 3 Funciones de protección de transformador descritas conforme a la norma ANSI Tabla 4 Funciones de protección de reactor descritas conforme a la Norma ANSI Tabla 5 Funciones de protección de reactor descritas conforme a la norma ANSI Tabla 6 Funciones de protección de banco de capacitores conforme a la norma ANSI Tabla 7 Funciones de protección de acople de barras descritas conforme a la norma ANSI Tabla 8 Función de protección diferencial de barras descritas conforme a la norma ANSI

6 1. Objetivo Describir lineamientos y conceptos que caracterizan a los sistemas de automatización de subestaciones (SAS) en instalaciones de transmisión de energía eléctrica de CELEC EP TRANSELECTRIC, y que deben ser considerados en el diseño, montaje, pruebas y puesta en servicio de los sistemas SAS, para así garantizar la confiabilidad de la subestaciones y reducir su tiempo de indisponibilidad. 2. Alcance Esta guía se aplica para la descripción de conceptos y las características fundamentales de los sistemas SAS, de sus elementos y equipos componentes más importantes. Describe la funcionalidad básica de los dispositivos y equipos que conforman el SAS y sus principales características conforme al estándar IEC Estos elementos corresponden a los requeridos para los niveles 0 (proceso), 1 (bahía de la subestación) y 2 (estación) del SAS, y para la interacción con el nivel 3 (centro de control). Adicionalmente se aplica para la elaboración de los términos de referencia para la implementación de los sistemas (SAS) para ampliaciones, nuevas subestaciones, y modernización o mejora de subestaciones existentes de CELEC EP TRANSELECTRIC 3. Dirigido a Esta guía está dirigida para especialistas en diseño de sistemas de automatización de subestaciones (SAS), del departamento de diseño de subestaciones, asignados para elaborar las especificaciones técnicas para el suministro, pruebas de aceptación en fábrica y sitio (FAT y SAT por sus siglas en inglés) y puesta en servicio de ampliaciones, nuevas subestaciones, o modernización de subestaciones de CELEC EP TRANSELECTRIC. 4. Requerimientos y responsabilidades 4.1. Conocimientos mínimos Los especialistas en diseño de sistemas (SAS) deberán tener los siguientes conocimientos mínimos: 6

7 - Sistemas, para supervisión y control - Equipos de protección, medición y control de sistemas eléctricos de potencia. - Esquemas de interoperabilidad entre equipos componentes Requerimientos tecnológicos No aplica 4.3. Responsabilidades Cargo Jefe del departamento de diseño de subestaciones Subgerente de proyectos de expansión Subgerente de gestión organizacional Gerente de la unidad de negocio CELEC EP TRANSELECTRIC Responsabilidad Elaborar y/o actualizar la guía de acuerdo con los lineamientos establecidos en la Corporación. Asegurar el cumplimiento de la guía. Debe supervisar que la guía se cumpla; coordinar que la misma sea revisada, aprobada, difundida y que la documentación generada conste en la estructura documental del IFS. Revisar que la documentación que se genera en la guía cumpla con los lineamientos establecidos en la Corporación.Aprobar las actualizaciones que se realicen, autorizar su difusión e informar al Gerente de la Unidad de Negocio CELEC EP TRANSELECTRIC de estas aprobaciones. Revisar que la guía y sus actualizaciones cumplan con los lineamientos establecidos en la Corporación. Aprobar la guía y autorizar su difusión 5. Convenciones a utilizar 7

8 Término ACSI AIS ANSI ARCONEL BCU CENACE CID Comtrade COT DANH DANP DCP DDE DFR DNP EMC FACTS FAT Gateway GIS GOOSE GPS Definición Abstract communication service interface servicio de interfaces de comunicación abstracta (IEC ) Air insulated switchgear subestación aislada en aire American National Standard Institute Instituto Nacional Estadounidense de Estándares Agencia de Regulación y Control de Electricidad Bay control unit unidad de control de bahía Operador Nacional de Electricidad Configured IED description - archivo de descripción del IED configurado, correspondiente a un solo IED, contiene una sección de direccionamiento de comunicación (IEC ) Formato de archivo para almacenar oscilografías y de datos relacionados con alteraciones transitorias del sistema de potencia. Centro de Operaciones de Transmisión Doubly attached bridging nodes interfaz de nodo doble para protocolo HSR Dual attached nodes interfaz de nodo doble para protocolo PRP Divisor capacitivo de potencial Dynamic data exchange intercambio dinámico de datos Digital fault recorder registrador digital de fallas. Es un dispositivo electrónico inteligente, con la capacidad de generar registros en forma de oscilografías ante eventos ocurridos antes, durante y después de cualquier perturbación o falla, así como cualquier cambio que ocurra en el sistema y haya sido detectado por los circuitos de arranque del DFR. Distributed network protocol protocolo de red distribuido Electromagnetic compatibility compatibilidad electromagnética Flexible AC transmission systems sistemas de transmisión flexible AC Pruebas de aceptación en fábrica realizadas en las instalaciones del fabricante. Denominado puerta de enlace. En un dispositivo que permite interconectar equipos con protocolos y arquitecturas de red diferentes. Gas insulated switchgear subestación aislada en gas Servicio de intercambio de datos organizados en paquetes (data set) entre equipos de la red IEC Global positioning system sistema de posicionamiento global 8

9 HSR ICD Término Definición High-availability seamless redundancy - alta disponibilidad de redundancia transparente IED capability description - archivo de descripción de la capacidad de un IED, denota su estructura física, una sección de comunicación y otra de la subestación (IEC ) IEC International Electrotechnical Commission Comisión Electrotécnica IED IEEE IHM LAN LTC MMS MTTF MTTR Internacional Dispositivo electrónico inteligente, que contiene procesadores con la capacidad de recibir y enviar información desde o hacia una fuente externa, como controladores de bahía, relés de protección, relés concentradores de señales, registradores de fallas. Institute of Electrical and Electronic Engineers Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos Interfaz humano máquina Local area network red de área local Load tap changer cambiador de taps bajo carga Manufacturing message specificaction - especificación de mensajes de fabricación (IEC 61850) Mean time to failure tiempo medio de falla Mean time to repair tiempo medio de recuperación MU Merging units (IEC ) ODBC OLE DB PCM PDC PMU Protocolo PRP PTP PUAS Open database conectivity conectividad abierta de bases de datos Object linking and embedding for databases enlace e incrustación de objetos para bases de datos Protección, control y medida Phasor data concentrator - concentrador de datos fasoriales Phasor measurement unit - unidad de medición fasorial Es un conjunto de reglas desarrollado dentro de un estándar, que definen la sintaxis, semántica y sincronización en la comunicación para el intercambio de información. Parallel redundancy protocol protocolo de redundancia en paralelo Precision time protocol protocolo de precisión de tiempo Power utility automation systems sistema de automatización para empresas eléctricas 9

10 Término Red Box Redundancia Router SAN SAS SAT SCADA SCD SCL SCSM SNTP SOE Switch Switchgear TCs TPs VDAN WAMS Definición Redundancy box equipo de gestión de protocolos redundantes para nodos simples (SAN) La redundancia en sistemas de control permite la alta disponibilidad y capacidad de autorecuperación. Se consideran elementos adicionales a los mínimos necesarios para garantizar el funcionamiento si uno de sus componentes falla. Son los encargados de la comunicación entre equipos en distintas redes ethernet. Single attached nodes interfaz de nodo simple Sistema Las pruebas de aceptación en sitio se realizan en la subestación, con los equipos ubicados en su destino final. Supervisory control and data acquisition supervisión, control y adquisición de datos Substation configuration description archivo con la descripción de configuración de subestación, contiene una sección de subestación, comunicación, IEDs y una de plantilla de tipos de datos. (IEC ) Substation configuration language lenguaje de configuración de la subestación (IEC ) Specific communication service mapping Servicios de comunicación específicos de mapeo (IEC /IEC ) Simple network time protocol protocolo simple de tiempo de red Registro secuencial de eventos con indicación de estampa de tiempo Encargados de la comunicación de equipos dentro de una misma red ethernet. Aparamenta eléctrica (interruptor de potencia y seccionadores) Transformadores de corriente corriente para medición y protección Transformadores de potencial voltaje para medición y protección Virtual doubly attached node nodo virtual doble Wide area measurement systems - sistema de monitoreo de área extendida XML Extensible markup language lenguaje de marcado extensible (IEC 61850) 10

11 6. Desarrollo de la guía de conceptos, componentes y funciones de los sistemas (SAS) 6.1. Introducción a los sistemas de automatización de subestaciones Una subestación eléctrica se constituye de un conjunto de equipos que permiten el transporte y entrega de energía desde las centrales de generación hacia los centros de consumo, es decir los distribuidores. Las subestaciones están unidas entre sí mediante líneas de transmisión. Dependiendo del tipo de aislamiento, se tienen dos tipos de subestaciones: aisladas en aire (AIS: air insulated switchgear) y aisladas en gas (GIS: gas insulated switchgear). Los elementos que constituyen una subestación de energía eléctrica son: Sistema de barras por cada nivel de voltaje. En CELEC EP. se tienen los siguientes esquemas de barras: - Barra simple - Barra principal y transferencia - Doble barra sin by-pass - Doble barra con by-pass - Barra en anillo Posiciones de bahías que se conectan a una barra, para unir eléctricamente los diferentes equipos de una subestación entre sí, y con las líneas de transmisión. Se puede tener los siguientes tipos de bahías: - Línea - Transformador - Reactor - Capacitor - Bahía de transferencia (en el esquema de barra principal y transferencia) - Bahía de acople (en el esquema de doble barra con/sin by-pass) Las bahías se componen de varios seccionadores y un interruptor que permiten la conexión y desconexión entre la barra y el equipo al cual está asociada la bahía (línea, transformador, reactor o banco de capacitores). Se utiliza transformadores de corriente (TCs) y transformadores de potencial (TPs) para la medición de corrientes y voltajes, respectivamente. Eventualmente, puede incluir uno o varios seccionadores de puesta a tierra, dependiendo del tipo de bahía. Además de los elementos mencionados en el apartado anterior, la subestación se compone de los siguientes sistemas: 11

12 Sistema de control y protecciones SAS (substation automation system sistemas de automatización de subestaciones). Sistema de servicios auxiliares de 125 Vdc y 208 Vac. Los sistemas (SAS) permiten la supervisión y monitoreo en tiempo real de los componentes de la subestación, y de sí mismo, es decir cuenta con una autosupervisión, además del control en modo local y remoto de todos los equipos de la subestación. Los componentes fundamentales que conforman el sistema (SAS) son: Protecciones principal y redundante. Unidades de control de aparamenta (switchgear control unit SCU). IEDs de control o unidades de control de bahía (bay control unit - BCU). Registradores digitales de fallas (digital fault recorder DFR). Unidades de medición fasorial (phasor measurement unit - PMU). Sistema de control de la subestación que adquiere los datos de los IEDs - Equipos redundantes de adquisición de datos. - Estación de trabajo para el operador de la subestación con IHMs redundantes. - Gateways redundantes para envío de datos a los centros de control del COT y CENACE. - Sistema de sincronización de tiempo (GPS). - Red de área local LAN conformada por un bus de proceso y un bus de estación. Computadoras de gestión de IEDs de control, protecciones y DFRs (registradores de fallas). La implementación del sistema SAS en una subestación contempla el diseño básico (funcional o de principio) y detallado, fabricación, inspección, configuración, programación, pruebas en fábrica (FAT), transporte hasta el sitio, instalación, pruebas en sitio (SAT) y puesta en marcha. Entre la documentación descriptiva del sistema, se tiene: Ingeniería básica: diagrama unifilar de protección, control y medición (PCM); diagramas lógicos o de principio. Ingeniería de detalle: arquitectura del SAS; planos desarrollados de tableros PCM, tableros de equipos de patio: tableros o cajas de agrupamiento de circuitos de corrientes y voltajes. Planos as-built. 12

13 6.2. Descripción de los componentes principales de los sistemas SAS Los componentes fundamentales que conforman los Sistemas de Automatización de Subestaciones (SAS) son: Las protecciones: conformadas por dispositivos electrónicos inteligentes basados en microprocesadores (IEDs), que en base a un muestreo de voltajes y corrientes detectan fallas en los equipos de la subestación o en las líneas de transmisión y aíslan estas fallas mediante el disparo (apertura) de los interruptores. Las unidades de control de aparamenta (switchgear control unit SCU): o merging units digitales son concentradores de señales binarias cableadas eléctricamente al IED, que las convierte en señales digitalizadas, enviadas por mensajes GOOSE (establecidos en la norma IEC 61850) a través de fibra óptica, es decir son una interfaz entre los equipos de patio y el sistema de control (IEDs de control y protecciones, IHM, gateway). Estos conversores cuentan con entradas binarias que adquieren el estado de seccionadores, interruptores, alarmas en cajas de agrupamiento de TCs y TPs, y salidas binarias que permiten comandar la apertura y cierre de equipos de corte y seccionamiento, además del cambio de LTC en transformadores, entre otras maniobras. Conforme a la concepción de los diseños se puede implementar el uso de merging units analógicas que concentren la adquisición de señales de voltajes y corrientes en cada una de las bahías. IEDs de control o unidad de control de bahía (bay control unit BCU): que permiten la apertura y cierre de los seccionadores o interruptores, cambio de tap en los LTCs de transformadores, entre otras maniobras, mediante lógicas programadas. Además, mediante muestras de voltaje y corriente, calculan las medidas eléctricas que sean necesarias: P. Q, f, etc. Normalmente los BCUs utilizan medidas de V, I con precisión clase 0.5, mientras que los IEDs de protecciones tienen una precisión 5P20. Para cada bahía, se tiene un tablero con dos IEDs de protección (redundancia) y un BCU. Registradores digitales de fallas (digital fault recorder DFR): que registran voltajes y corrientes adquiridos por los IEDs de protecciones y las señales de arranques y disparos generados por las funciones de protección. Los DFR constituyen una auditoría para la operación de los IEDs de protección. Unidad de medición fasorial (phasor measurement unit - PMU): Son medidores de amplitud y ángulo de fase de voltajes y corrientes, que envían las medidas adquiridas a un concentrador PDC local o del sistema WAMS instalado en el CENACE. Son parte de una protección sistémica, es decir protegen todo o parte del Sistema Nacional Interconectado (SNI), incluyendo generación, transmisión y distribución. La Regulación No. ARCONEL 13

14 003/16 dispone que CENACE en base a un estudio técnico entregado a la ARCONEL, determinará donde requiere la instalación de PMUs, considerando los siguientes criterios: - Líneas de transmisión que transportan importantes cantidades de energía - Cargas variables dinámicas de gran magnitud - Zonas del sistema de potencia que permitan la toma de acciones de control de área extendida WAMS - Subestaciones que cuenten con dispositivos FACTS. Sistema de control de la subestación: que adquiere los datos de los IEDs y los presenta localmente al operador de la subestación (IHM). Estos datos se envían también a los centros de control del COT y CENACE (gateway). Dependiendo de la arquitectura del sistema de control se puede tener: - Tableros de acero inoxidable instalados a la intemperie en el patio de maniobras, junto a cada bahía, que contienen dos SCU redundantes. Estos IEDs deben tener entradas binarias (BI) y salidas binarias (BO) suficientes para la adquisición y envío de señales a varios equipos en patio. - Tablero de protecciones, control y medición con dos IEDs de protección redundantes, un BCU y un medidor multifuncional con capacidad de medición de calidad de energía. Se requiere medidores principalmente en bahías de transformador, en el lado secundario y lado terciario. - Un tablero con dos equipos de adquisición redundantes (computadores con sistema operativo Windows o Linux, o RTUs con sistemas operativos de tiempo real). - Un tablero con dos gateways redundantes (computadores con sistema operativo Windows o Linux, o RTUs con sistemas operativos de tiempo real) - Una estación de trabajo con dos IHMs redundantes para el operador de la subestación. - Una red ethernet LAN que enlaza a los IEDs y equipos del sistema de control, con características de sincronización del tiempo y redundancia recomendadas en la norma IEC parte 5 y determinadas en las especificaciones técnicas. - Sistema de sincronización de tiempo por GPS para el sincronismo de los componentes del sistema SAS. - Computadoras de gestión de los sistemas: o IEDs del sistema SAS, controladores de subestación (BCUs) y protecciones o Registradores digitales de fallas (DFR) Los medidores de energía se conectarán a una red independiente al SAS, a través de un switch instalado, uno por cada caseta, permitiendo el acceso local y remoto, para la obtención de datos 14

15 desde el Centro de Operación de Transmisión (COT). La red de medidores no requiere redundancia Descripción general El sistema de automatización de subestación (SAS), está constituido por un conjunto de equipos y accesorios requeridos para funciones de supervisión y tareas de protección, control y medida, a nivel local (subestación) y remoto (centros de control CENACE y COT). El SAS permite el monitoreo en tiempo real de cada bahía en los distintos patios de la subestación. Los equipos y la arquitectura del SAS son de tipo digital con un alto grado de modularidad, es decir, distribuido física y funcionalmente para permitir una posterior ampliación del sistema. Las expansiones pueden comprender la inclusión de funciones adicionales de control, protección y supervisión, así como la adición de nuevos componentes físicos. Las nuevas tecnologías desarrolladas tienden a disminuir la cantidad de cable de control utilizado, sustituyéndola por el envío de señales digitalizadas a través de redes de comunicación. Esta alternativa permitirá reducir la cantidad de cable de cobre y las dimensiones de canalizaciones y tableros. Todos los equipos deben estar diseñados para trabajar en ambientes de alta interferencia electromagnética, sin afectación de ninguna de sus funciones. Adicional, todos los componentes y redes de comunicación del sistema deben tener la facultad de autoarranque, una vez energizados, o luego de una falla en el sistema de alimentación de corriente continua o alterna. El SAS está integrado y configurado en redes locales LAN (local area network) que se enlazan a los equipos con fibra óptica. Utiliza protocolos que se encuentran especificados en el estándar IEC y cumplen con características dnteroperabilidad, redundancia de red y sincronización de tiempo. Está constituido por un sistema digital tipo SCADA, con equipos servidores e IHM que deben compartir la misma base de datos. Toda la información registrada en el SAS puede enviarse hacia los centros de control a través de un gateway. Como indica la figura 1, la arquitectura de red del SAS presenta dos tipos de buses de comunicación, diferenciados por el protocolo utilizado: Bus de estación: comprende los enlaces de comunicación entre el equipamiento a nivel de estación (nivel 2), casetas de patio (nivel 1) y merging units digitales a nivel de proceso (nivel 0). Los protocolos de comunicación a utilizar en este bus se encuentran establecidos en la norma IEC (MMS y GOOSE) en conformidad con la edición 2. 15

16 Bus de proceso: comprende los enlaces de comunicación entre el equipamiento a nivel de proceso: merging units análogas (nivel 0) y los equipos ubicados en caseta de patio: IEDs (nivel 1). Los protocolos de comunicación a utilizar en el bus de proceso están establecidos en la norma IEC LE (sampled values o valores muestreados). Figura 1 Arquitectura IEC 61850: bus de proceso y estación Fuente: CELEC EP TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para el SAS MAN-DIS Redundancia y sincronización de tiempo El estándar IEC (edición 2) parte 5, indica los requerimientos de redundancia para las redes de comunicación del SAS. Para cumplir estos requisitos se incluyen dos protocolos de redundancia de alta disponibilidad, definidos en la norma IEC , que son aplicables a buses de estación y proceso de cualquier tamaño y topología. Estos protocolos son: redundancia en paralelo (PRP) y alta disponibilidad de redundancia transparente (HSR). CELEC EP TRANSELECTRIC en sus sistemas SAS utiliza redundancia RSTP (rapid spanning tree protocol - IEC e IEEE 802.1w) y redundancia PRP (parallel redundancy protocol - IEC ). Las reglas de configuración, cálculo y métodos de medición del tiempo de recuperación deben ser determinísticos. Para implementar algún tipo de redundancia, se debe considerar la capacidad de los IEDs para enlazarse bajo el protocolo de redundancia propuesto, es decir, deben tener dos puertos nativos PRP/HSR de ser el caso. 16

17 En el protocolo PRP se tienen dos redes que no están conectadas directamente entre ellas, como se indica en la figura 2. Cualquier falla en una de estas redes debe ser independiente de la otra. Figura 2 Esquema conceptual del protocolo de redundancia PRP Fuente: CELEC EP TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para el SAS MAN-DIS-03 La arquitectura del sistema consta de cuatro niveles jerárquicos, que se definen teniendo en cuenta los distintos sitios de operación y su funcionalidad. Los recursos del SAS en cada nivel de control, deben ser suficientes para garantizar la operación segura y eficiente, tanto en modo local como remoto, desde la subestación y los centros de control de CELEC EP - TRANSELECTRIC y CENACE. El anexo 1 presenta la arquitectura de control del SAS de una subestación 230/138 kv. Además todos los equipos componentes del SAS (IEDs, computadoras de adquisición y gateway, entre otras) están sincronizados en el tiempo a través de un sistema GPS redundante. Dependiendo la arquitectura de la red y la tecnología utilizada para los TCs y TPs (convencionales u ópticos) se puede utilizar uno o varios protocolos de sincronización de tiempo: SNTP, IRIG-B, PTP (protocolo de precisión de tiempo - IEEE 1588) Confiabilidad y disponibilidad del SAS Las redes LAN utilizadas en los sistemas SAS comparten toda la información de la subestación y cualquier falla o interrupción que afecte considerablemente su estabilidad reduce la confiabilidad del sistema de automatización. Es muy importante mitigar el posible riesgo de indisponibilidad del sistema a un nivel aceptable. Estos riesgos de falla se expresan como una 17

18 estimación de tiempo de inactividad en el período de un año. Los cálculos expresan probabilidades y dependen de la configuración de los componentes del sistema. La norma IEC en su parte 3 detalla los requisitos de calidad tales como confiabilidad, disponibilidad, mantenibilidad, seguridad e integridad de datos, que se aplica a sistemas de comunicación utilizados para la supervisión, configuración y control de procesos dentro de la subestación. La confiabilidad en un sistema de control se logra cuando a pesar del fallo en un componente de comunicación, la subestación continúa siendo operable. No debe haber ningún punto de falla que provoque una pérdida de funciones no detectada, falla de componentes en cascada, falla de ambos equipos redundantes o acciones de control no deseadas tal como disparar o cerrar un interruptor. Un solo punto de falla no debe deshabilitar funciones críticas de protección, control primario, medición, etc. Para cumplir este requisito, se consideran los siguientes aspectos: Ante una falla que no se considere crítica en el tiempo, el SAS puede ejecutar acciones lógicas de control, tales como conmutación automática de equipos redundantes. El fabricante deberá indicar claramente el tiempo requerido para ejecutar esta conmutación. Las funciones de protección funcionarán de forma autónoma con un alto nivel de redundancia (protección principal y redundante) e incluirá conmutación automática ante fallas. La IHM del SAS debe ser capaz de operar independientemente de la interfaz existente en los centros de control, teniendo un manejo local de todos los eventos y alarmas presentadas, además del control y supervisión. Se requiere enlaces de comunicación redundantes entre bahías y hacia el nivel de estación. Las fuentes de alimentación de los elementos o equipos redundantes del SAS deben ser independientes. La disponibilidad representa la relación entre el tiempo de actividad del SAS y el tiempo total, tal como se define en apartado 3.2 de IEC Se considera al sistema disponible cuando incluso ante el fallo de un equipo existe otro redundante que asuma sus funciones de control o protección. Por ejemplo, cuando existe una protección de respaldo operativa, no se considerará que el fallo de la protección primaria contribuye al tiempo de inactividad. Además un sistema SAS debe tener enlaces de comunicación redundantes que permitan un enrutamiento alternativo de los datos. Se debe garantizar la integridad de datos aún ante la presencia de errores de transmisión y fallos de equipos en la red de comunicación. Por lo tanto el sistema debe proporcionar: Detección de errores de transmisión en un entorno de subestación ruidosa; Recuperación de enlaces de red saturados; 18

19 Soporte opcional para enlaces, medios y redundancia de equipos. Adicional, para evitar la pérdida de información almacenada, ante el fallo de una unidad de adquisición se debe tener un sistema de respaldo que genere una copia de seguridad de datos. En la norma IEC se encuentran definidos los criterios de disponibilidad que deben cumplir los sistemas SAS y los índices que deben ser presentados por los fabricantes: Se deberá indicar claramente el tiempo medio de falla (MTTF) de los IEDs y equipos ubicados a nivel de proceso, bahía y estación, incluyendo la referencia a un método estándar de cálculo (definido en de IEC clase R3). El tiempo medio de recuperación ante fallas (MTTR) es el tiempo que el personal entrenado en mantenimiento requiere para restaurar el elemento de falla del sistema SAS. Este tiempo no deberá ser mayor a cuatro (4) horas (IEC tabla 3 - clase M4). La disponibilidad anual del SAS debe ser del 99.99% o superior (IEC , tabla 2 - clase A3). De acuerdo a este criterio, el tiempo de inactividad máximo del sistema deberá ser de 5.25 minutos por año, para cumplir con la disponibilidad mínima requerida. En los enlaces de comunicación entre nivel de estación y nivel de bahía, pueden ocurrir interrupciones siempre que no perturben la operación a través del IHM ni produzca pérdida de eventos. El requisito de "ninguna pérdida de eventos" puede realizarse con el almacenamiento y retransmisión de eventos desde los IEDs. A nivel de bahía (entre IEDs), una interrupción de la comunicación no debe causar pérdida de funciones de control, es decir que un equipo no pueda ser operado por errores de comunicación, pérdida de información o mala calidad de señales de interbloqueo provenientes de otras bahías; por lo tanto el tiempo de gracia debe ser bastante corto. Para el nivel de proceso los servicios de comunicación son críticos en el tiempo, con tolerancia de solo algunas muestras pérdidas en un flujo de datos. De acuerdo al diseño adoptado, es posible enviar disparos al interruptor a través del bus de proceso (mensaje GOOSE), por lo que una interrupción debe ser detectada y manejada en el menor tiempo posible, con requerimientos más exigentes que todos los demás mensajes rápidos del sistema. Los requerimientos en tiempos de recuperación compilados por el comité técnico IEC 57 (TC57) grupo de trabajo 10 (WG10) e presentan en la tabla 1. 19

20 Equipos asociados a la comunicación Tiempo de recuperación de la aplicación Tiempo de recuperación de comunicación SCADA a IED, cliente-servidor 800 ms 400 ms IED a IED, interbloqueos IED a IED, bloqueo inverso Disparo de protección excepto protección de barra 12 ms 4 ms 8 ms 4 ms Protección de barra < 1 ms Instantáneo Sampled values o valores muestreados Menor que algunas muestras Instantáneo consecutivas Tabla 1 Requerimientos en tiempo de recuperación Fuente: IEC (ed2.0) tabla Estructura de datos y servicios IEC La norma IEC61850 plantea un enfoque de estandarización orientado a la integración de equipos de diferentes fabricantes, para minimizar la conversión de protocolos y así reducir los tiempos de ingeniería. No se basa en un protocolo específicamente, sino a un modelado de los diferentes componentes de la subestación y el tipo de mapeado, basado en TCP/IP y Ethernet Modelos de datos conforme al estándar IEC En la parte 5 de la norma IEC 61850, se estandariza la comunicación entre los IEDs, definiendo los requisitos del sistema que deben ser soportados y están definidos claramente para las funciones, modelo y los servicios requeridos en el intercambio de datos. El modelo para estructurar de manera jerárquica la información de la subestación se detalla en la parte 7 de la norma, tal como se presenta en la figura 3. Los nodos lógicos y la información contenida en ellos, son los conceptos fundamentales que se utilizan para describir los sistemas reales y sus funciones. 20

21 Figura 3 Modelamiento de datos (IEC 61850) Fuente: Fuente: IEC (ed2.0) figura 7 Dispositivos físicos (PHD): son los IEDs físicos o servidores, identificados por una dirección de red (IP). Los servidores internamente cuentan con uno o varios dispositivos lógicos. Dispositivos lógicos (LD): Los dispositivos lógicos pueden ser funciones de: control, protección, medición y supervisión. Varios nodos lógicos construyen un dispositivo lógico. Nodos lógicos (LN): La norma IEC61850 asigna a cada función dentro de un equipo de la subestación (Transformador, interruptor automático, función de protección, etc.) un nodo lógico (LN). Los nodos lógicos pueden ser de control, funciones de protección, relacionados con equipamiento primario, IEDs, seguridad y servicios del sistema (Figura 4). 21

22 Figura 4 Representación de componentes de la subestación en nodos lógicos Fuente: CELEC EP TRANSELECTRIC. Objetos de Datos (DO): es una variable que adopta un valor directamente del proceso y caracteriza al dato, posee un nombre y un tipo. Atributos del Dato (DA): es una variable que adopta un valor directamente del proceso y caracteriza al dato, posee un nombre y un tipo La norma IEC define una lista de aproximadamente 90 nodos lógicos, para varias funciones y dispositivos de la subestación, como por ejemplo: XCBR, para designar el interruptor; PIOC, para designar la protección contra sobrecorriente; MMXU para designar mediciones operativas, etc.servicios de comunicación conforme al estándar IEC La norma IEC identifica el conjunto de servicios de comunicación abstracta (ACSI) que permiten el intercambio de información compatible entre los componentes de un sistema de automatización de subestaciones. La norma presenta tres tipos de modelos de comunicación: a) Modelo de servicios de comunicación tipo cliente / servidor (MMS). b) Distribución rápida y fiable de datos a nivel de todo el sistema, basada en un modelo de editor-suscriptor. Para ello se define la estructura de dos tipos de mensajes: - GOOSE - multidifusión digital analógica y digital - GSSE - intercambio de datos digitales sobre multicasts (obsoletos) c) Modelo de Valores Muestreados (SMV - sampled values) para datos de medición tipo multidifusión. Estos objetos abstractos deben ser "mapeados" mediante el uso de aplicaciones concretas, protocolos y perfiles de comunicación descritos dentro de un servicio de mapeo de comunicación específica (SCSM), como se define en las partes 8 y 9 de la norma. 22

23 El objetivo básico es la interoperabilidad entre varios dispositivos. La manera en que se especifica el conjunto de servicios y objetos abstractos de comunicación, permite que el estándar sea independiente a un protocolo específico, sin embargo sólo los componentes de aplicación que implementen el mismo SCSM serán interoperables. En la figura 5 se presentan los servicios de comunicación utilizados entre los equipos del SAS, en los distintos niveles de control. Figura 5 Servicios de comunicación IEC61850 Fuente: CELEC EP TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para el SAS MAN-DIS Arquitectura básica del sistema de control En la figura 6 se describen los distintos niveles de control existentes en una subestación. Las maniobras de apertura y cierre desde nivel de proceso (nivel 0) son consideradas con fines de mantenimiento. Las maniobras de operación se consideran para niveles de bahía y subestación. Se requiere que todas las funciones que se manejan a nivel de bahía (nivel 1) se manejen también a nivel de subestación (nivel 2). Cada nivel de control deberá tener la funcionalidad suficiente para garantizar una operación segura y eficiente, permitiendo detectar fallas y visualizar la secuencia de eventos en las interfaces de usuario a nivel 1 (IU local del IED) y nivel 2 (IHM). 23

24 Figura 6 Niveles de control de la subestación Fuente: CELEC EP TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para el SAS MAN-DIS-03 Los enlaces de comunicación existentes entre los equipos de la subestación pueden clasificarse en: vertical y horizontal. Existe comunicación vertical entre diferentes niveles de control, por ejemplo el SCADA (nivel de estación) y los IEDs (nivel de bahía) y comunicación horizontal dentro del mismo nivel de control entre IEDs especialmente a nivel de bahía Nivel 0 nivel de proceso El nivel 0 de control permite supervisar en sitio y realizar maniobras requeridas durante el mantenimiento de los equipos de patio de la subestación, uno a la vez, es decir, un seccionador, un interruptor, un LTC, etc.; donde los enclavamientos son constituidos por conexiones cableadas en cobre, presentando automatismos electromecánicos. En este nivel se deberá ejecutar la supervisión y control de manera directa desde tableros de control local ubicados en patio junto a cada equipo de maniobra. Las señales digitales tales como posición de equipos de patio, alarmas y bloqueos son cableadas hacia entradas digitales de IEDs que pueden estar ubicados en patio (merging units) o en casetas de control hacia los BCUs y protecciones. Los disparos desde las protecciones y comandos desde el controlador de bahía se realizan por medio de cableado hasta los equipos de patio correspondientes. En el caso de existir merging units las conexiones con cable se limitarían entre contactos secos de los IEDs en patio hasta los equipos de maniobra correspondientes. 24

25 Como indica la figura 5, el intercambio de información entre merging units (sensores y actuadores) y IEDs ubicados en casetas de control es por comunicación a través del bus de proceso, con cableado virtual, es decir señales digitalizadas. Las señales analógicas de voltaje y corriente en cada bahía se conectan por medio de cableado de cobre directamente desde las cajas de agrupamiento de los transformadores de voltaje y corriente hacia los IEDs en nivel 1: controladores de bahía, relés de protección, DFRs, PMUs y medidores de energía ubicados en las casetas de patio. Conforme a la tecnología adoptada, en un futuro estas señales pueden provenir de merging units analógicas o de TCs y TPs ópticos, que envíen información digitalizada de voltajes y corrientes desde patio (valores muestreados) Nivel 1 nivel de bahía El nivel 1 corresponde a los IEDs de control y protección que permiten supervisar y controlar todos los equipos en cada bahía. Los comandos desde este nivel se realizan a través de una interfaz local (teclado/display/leds) incluida en el IED, donde se despliegan diagramas unifilares e información de eventos y alarmas. Las maniobras permitidas obedecen a enclavamientos que se programan con criterio operativo. La integración de este nivel con los niveles superiores se la realiza por medio del bus de estación. También forman parte de este nivel los registradores de fallas (DFR) y medidores de energía. Para garantizar la interoperabilidad de los IEDs y su concordancia con la norma IEC 61850, los equipos deben cumplir con características que se especifican en los documentos de conformidad MICS, PICS, PIXIT y TICS (IEC ed. 2). Estos documentos certifican el modelo de datos, servicios del protocolo y capacidades de comunicación específicas soportadas por los dispositivos, asegurando su compatibilidad con equipos nuevos que deban ser integrados al sistema para compartir información con dispositivos de otras bahías. El enlace e intercambio de datos entre los dispositivos de una subestación está implementado en una red de datos redundante para control, monitoreo, gestión y sincronización; especificado con protocolos del estándar IEC punto que se presentan en la figura 7. A nivel de bahía se tiene las interfaces lógicas 3 (entre dispositivos de una misma bahía) y 8 (entre dispositivos de distintas bahías). El enlace entre el nivel 1 (bahía) y el nivel 2 (estación) es a través de las interfaces lógicas 1 (datos de protección) y 6 (datos de control). 25

26 Figura 7 Modelo de interfaces de comunicación definidas en el estándar IEC61850Fuente: IEC (ed.2.0). Parte 1 Introducción y visión general Los archivos de configuración de equipos IEDs tales como: SCL basados en un lenguaje XML (ICD, CID, SCD), data sets, reportes, bases de datos, configuraciones, ajustes, entre otros; deben quedar respaldados en el computador de gestión de la subestación. Esta configuración será utilizada en la ejecución de pruebas, puesta en servicio, mantenimiento y futuras ampliaciones del sistema de control Nivel 2 Nivel de estación El nivel 2 o nivel de estación se encuentra ubicado en la sala de control, desde donde se procesa la información de toda la subestación para la supervisión, control y monitoreo en forma global y en tiempo real (con sincronización de tiempo). Este nivel debe contar con equipos de adquisición e interfaces humano máquina (IHM). Los equipos de adquisición deben ser redundantes, permitiendo el control local a nivel de subestación. Las dos unidades deben operar conjuntamente en una configuración tipo hot stand by o hot hot, dependiendo de la arquitectura considerada. Cuando quede fuera de servicio una de las dos unidades, el equipo redundante debe garantizar que no exista degradación de ninguna funcionalidad o información. 26

27 Para el operador de la subestación se deben tener dos equipos IHM, que deben estar siempre disponibles (redundancia hot-hot). La redundancia de los equipos de adquisición debe permitir una redundancia de tipo hot-hot en los IHMs. El sistema de sincronización de tiempo GPS y switches de comunicación que conforman la red de comunicación del SAS pertenecen al nivel de estación. El sistema SAS a nivel de estación debe estar conformado por los siguientes equipos: Bus de estación con redundancia RSTP/PRP/HSR ethernet de 1GBPS para enlaces entre switches y fast ethernet 100 MBPS para conexión de IEDs y equipos del SAS al bus de estación. 2 unidades centrales de adquisición en configuración redundante hot-hot o hot-standby, la conmutación entre ambas computadoras debe realizarse de manera automática 2 gateways de comunicación en configuración redundante hot-hot para el enlace con nivel 3. Los centros de control eligen con cuál computador conectarse y no debe existir degradación de ninguna funcionalidad o pérdida de información. 2 interfaces humano-máquina IHM con conexión al bus de estación y redundancia hot-hot. Sistemas de sincronización de tiempo (GPS) Computador de gestión de mantenimiento con conexión a la red del sistema de automatización de la subestación Computador de almacenamiento y análisis del sistema de registradores de fallas Cables de fibra óptica, patch-cords y cajas organizadoras de fibra óptica (ODF) Firewall para control de acceso a la red SAS Impresora de red Todos los equipos que conforman el nivel 1 y 2 deben tener una fuente de alimentación a 125 Vdc. Para computadoras que requieran alimentación Vac se debe considerar un sistema de alimentación ininterrumpida o UPS. Además los servidores SCADA (computadores de adquisición), gateway e IHM deben compartir la misma base de datos Nivel 3 centros de control El nivel 3 corresponde a la supervisión y control de los equipos de todas las subestaciones del SNT desde los centros de control de CENACE y CELEC EP - TRANSELECTRIC (COT) a través de los gateways, utilizando puertos de comunicación serial y/o ethernet para los protocolos IEC y/o IEC

28 En el caso del protocolo 101, cada gateway se configura con igual ASDU address, pero diferente link address, y el puerto serial de cada gateway debe conectarse con un único canal de comunicaciones, es decir, a nivel de conexionado se debe prever un equipo que permita esta conexión: puerto serial del gateway 1 o puerto serial del gateway 2. La selección de cuál gateway se interroga, dependerá del centro de control, mediante un automatismo que verifica la disponibilidad de cada uno. En el caso de 104, a cada gateway se le asigna una IP diferente y el centro de control decide a cuál interrogar. En la figura 8 se presenta la arquitectura de comunicación del SAS acorde a la norma IEC 61850, estructurada en sus distintos niveles e identificando los equipos componentes a cada nivel. Figura 8 Arquitectura conceptual de un SAS conforme a la IEC edición 2 Fuente: CELEC EP TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para el SAS MAN-DIS Modos de control Cada nivel de control, excepto el nivel 3, deberá permitir los modos de control: local y remoto Comando local La función de comando local de la subestación debe incluir los siguientes tipos de comando: Comando local nivel 0 (equipo en patio de maniobras) 28

29 Comando local nivel 1 (bahía interfaz en BCU local) Comando local nivel 2 (subestación - IHM) El comando local a nivel 0 corresponde a las maniobras de cierre y apertura realizadas directamente en los equipos en patio, realizadas únicamente con fines de mantenimiento o emergencia. Para estos comandos se deben considerar enclavamientos electromecánicos y maniobras de arranque, parada y toma de carga del grupo diesel de servicios auxiliares. Los comandos en nivel 1 deben estar habilitados cuando los equipos correspondientes de nivel 0 se encuentren en remoto. Los IED de control y protección ejecutan los comandos utilizando enclavamientos configurados en lógicas de programación previamente definidas y aprobadas. Los enclavamientos programados en los IED de control deben ser diseñados, implementados y probados de acuerdo al anexo 2 de este documento, para asegurar que los comandos conflictivos o indebidos no sean realizados. Los IEDs transmiten información a otros de varias bahías utilizando protocolos especificados en el estándar IEC punto 5.2.2, a través de la interfaz lógica 8 (datos directos entre bahías especialmente funciones rápidas como interbloqueos). El comando de nivel 1 es completamente independiente del nivel 2 (subestación), de esta forma se garantiza su operatividad cuando se pierde comunicación con el nivel superior. Los comandos en nivel 1 siguen la lógica de operación select-before-execute. La selección y comando local en nivel 1 debe obligatoriamente tener: Comando de los equipos de corte y maniobra, tales como interruptores y seccionadores Reposición de relés de bloqueo y protección Bloqueo/habilitación de la función de recierre automático Habilitar el control local/automático de equipos Arranque/parada del sistema de enfriamiento de los transformadores Subir/Bajar taps de OLTC del transformador/autotransformador Maniobra de transferencia manual de servicios auxiliares Arranque/parada manual del grupo diesel y toma de carga El comando local en nivel 2 se puede realizar mediante una de las dos interfaces IHM locales, que permiten la operación de la subestación con todas sus funcionalidades, para esto utiliza los enclavamientos programados en los IED de control y protección de cada bahía, que finalmente evalúan si el comando se puede ejecutar o no. Todas las funciones de comando de nivel 2 son controladas por las unidades centrales de adquisición, una a la vez. 29