Sistemas Automatizacion Subestaciones

FUNDAMENTOS DE SMART GRIDS LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL. I.E., M.Sc.

Sesión 10 Sistemas de Automatización de Subestaciones SAS LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL. I.E., M.Sc.

El sistema eléctrico de potencia  Interconexión de máquinas eléctricas  Sistema de suministro y transporte de electricidad

El sistema eléctrico de potencia Convencional: Redes de distribución operadas en una sola dirección.

El sistema eléctrico de potencia Objetivo: Redes de distribución deben responder más rápido y con mayor frecuencia a cambios en direcciones de generación y flujo de carga, por el incremento de autogeneración de energía eólica y fotovoltaica.

Subestación eléctrica Nodo de un sistema eléctrico de potencia. Dotado de equipos de: maniobra, medida, protección y comunicaciones

control,

Con los cuales se hace posible modificar la topología de dicho sistema para atender:  Consignas operativas,  Aislar eventuales condiciones de falla  Adelantar tareas de mantenimiento.

Subestación eléctrica Los equipos de maniobra son básicamente tres:  Interruptor  Seccionador  Cuchilla de puesta a tierra

La diferencia fundamental entre ellos y que caracteriza su empleo, radica en sus capacidades para abrir o cerrar circuitos.

Subestación eléctrica Unidad operativa básica: Agrupación seccionador - interruptor – seccionador, denominada también campo o bahía.

Smart Grids “Sistemas de entrega de electricidad desde el punto de generación al punto de consumo, integrados con las comunicaciones y tecnologías de información, que permiten ampliar operaciones de la red, servicios a los clientes y beneficios ambientales” United States Department of Energy (DOE)

Smart Grids Visualizan los sistemas eléctricos desde perspectiva de gestión tecnológica, económica, social y de sostenibilidad.

Nuevas tecnologías impactan la modernización de las redes eléctricas. Los sistemas eléctricos de potencia se planean bajo los conceptos de redes inteligentes.

Smart Grids Smart Grid, contiene diferentes motores los cuales tienen prioridad dependiendo del país donde se desee implementar:

Región

Motor

América de Norte Europa

Gestión de la demanda Generación distribuida

Latinoamérica

Pérdidas de energía (En especial pérdidas no técnicas)

Smart Grids Arquitectura por Capas

Smart Grids Arquitectura por Capas

Smart Grids Arquitectura por Capas Capa 2: Infrastructure layer Constituida por:  Red para el suministro del servicio de energía  Elementos de comunicación: inalámbricos (RF, Zigbee, Wifi) o PLC (TWACS), entre el medidor y un centro de agregación cerca al usuario  Red de datos (GPRS p.ej.) entre el centro de agregación y las subestaciones  Backbone de comunicaciones entre las subestaciones a través de enlaces de fibra óptica, ADSL o Fast Ethernet.

Automatización de sistemas eléctricos de potencia Combinación de sistemas informáticos que permiten:  Planear  Coordinar  Operar  Controlar algunos o todos los componentes del sistema eléctrico, en tiempo real o fuera de línea.

Automatización de sistemas eléctricos de potencia SISTEMA DE CONTROL

Automatización de sistemas eléctricos de potencia Automatización e Integración Cada Empresa tiene una definición diferente:  Es solamente un SCADA para subestaciones  Se refiere al equipo localizado en los alimentadores  Cualquier equipo supervisado remotamente (medición y control de capacitores, indicadores de falla)  Cualquier dispositivo automático (reconectadores, reguladores, interruptores de transferencia automática), no necesariamente controlado remotamente

Automatización de sistemas eléctricos de potencia Automatización Uso de tecnología actualizada para optimizar la operación y facilitar la supervisión y el control remotos de una forma económica Funciones y aplicaciones de operación de subestaciones y alimentadores, desde SCADA y procesamiento de alarmas hasta control de tensión y potencia reactiva integrado Optimizar el manejo de las inversiones y mejorar la eficiencia de operación y mantenimiento con mínima intervención humana

Automatización de sistemas eléctricos de potencia Integración Incorporar funciones de protección, control y adquisición de datos en un mínimo de plataformas para reducir:  Costos de inversión y de operación  Espacio para paneles y cuarto de control  Equipo y bases de datos redundantes.

Automatización de sistemas eléctricos de potencia La integración de sistemas es compleja ...

Automatización de sistemas eléctricos de potencia ... Esto es más simple ...

Automatización de sistemas eléctricos de potencia Normas de interfaz son la clave

Automatización de sistemas eléctricos de potencia Integración Herramientas & componentes

IEC 61850

Comunicaciones y creación de redes

IEC 61970 CIM, CCAPI

Centros de control de sistema

Instrumentación de estación, control y automatización

UTR’s

AMIS

Futuro

Medición automatizada y Sistema de información

Protección / PQ / Controladores de bahía

Automatización de sistemas eléctricos de potencia Call Control Application Programming Interface - CCAPI

Automatización de sistemas eléctricos de potencia Call Control Application Programming Interface - CCAPI

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS SISTEMA DE CONTROL Su diseño incluye dimensionar los elementos necesarios para visualización parcial o total de la subestación, con el fin de tomar decisiones para su comando, así:  Señalización de alarmas  Emisión de reportes  Alerta, mediante señales audibles, de alguna anomalía del sistema.  Almacenamiento y procesamiento de datos para análisis futuros.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Control convencional concentrado

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Sistema de control

Interfaz entre el operador y los equipos de subestación. Puede desglosarse en:  Mandos (Apertura, cierre)  Enclavamientos  Señalización  Interposición  Sincronización  Regulación de tensión

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Sistema de control

El control primario de la subestación es de dos categorías: 1. Operación de rutina normal por comandos del operador con la ayuda de los sistemas de control analógico y digital. 2. Operación automática por la acción de los relés de protección, sistemas de control y controladores de bahía.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Funcionamiento automatizado de la subestación integra:  Sistema de control  Sistema de protección  Sistema de medida La mayoría de las funciones están integradas en el software del computador de subestación: Maniobra automática, grabación de eventos secuenciales, compilación de la energía y otros informes. Software de diseño modular facilita incorporación de nuevas funciones.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Sistema de Control Incluye recopilación de datos, análisis, reporte y registro de eventos, control de tensión, control de potencia, control de frecuencia, etc. Acciones de maniobra por control remoto desde sala de control: auto cierre de interruptores, funcionamiento de seccionadores, cambiadores de derivaciones bajo carga. Las operaciones secuenciales, como transferencia de carga de un barraje a otro, deslastre de carga, son atendidas por el centro de control.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Sistema de protección Incluye detección de condición anormal, anuncio de condición anormal, alarma, disparo automático, protección de respaldo, señalización de protección. La comunicación entre interruptores, seccionadores y reconectadores en los circuitos de distribución primaria y secundaria situados en el campo y el computador de subestación en la sala de control, se realiza a través de telecontrol vía radio o canales de portadora por línea de potencia o de fibra óptica, como sea factible.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Control y Protección     

Configuración Control convencional: Centralizado, Distribuido Control digital: Centralizado, Distribuido Control coordinado Control integrado

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Control y Protección       

Sistemas de información Comunicaciones Redes de área local Protocolos de comunicación Medios de comunicación Modos de control Arquitectura

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Control y Protección         

Diagramas de principio Circuitos y lógicas de control Relés auxiliares Contactores Elementos de temporización Enclavamientos Secuencias de maniobras Circuitos de cierre y apertura de interruptores y seccionadores Circuitos de corriente y tensión

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Control y Protección IHM (Interfaz Hombre Máquina

Unidades de Control

Panel Local Selectores y luces

Sincronización

Protección Transformador

Protección Generador

Relés de Disparo y Auxiliares

Bloques Terminales para I/O (Entrada/Salida)

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS  Las funciones de supervisión, control y protección se llevan a cabo en la sala de control de la subestación.

 Variables básicas relacionadas con el control de la subestación y la instrumentación, son: Tensión y frecuencia de barrajes, carga de líneas, carga del transformador, factor de potencia, flujo de potencia activa y reactiva, temperatura, etc.  Los gabinetes de control y relés de protección instalados en la sala de control junto con los controladores de bahía, ayudan al funcionamiento automático de: Interruptores, cambiadores de derivaciones, reconectadores y otros dispositivos, durante fallas y condiciones anormales.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Automatizar la subestación significa tener una red de distribución interactiva e inteligente:  Mayor rendimiento y confiabilidad del sistema de protección.  Mayor capacidad de registro de eventos y fallas, para ayudar en análisis post mortem.  Visualización de información de la subestación en tiempo real en un centro de control.  Maniobra y control remoto.  Aumento de la integridad y la seguridad de la red de energía eléctrica incluyendo funciones avanzadas de enclavamiento.  Funciones de automatización avanzadas, como deslastre inteligente.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Los requisitos generales para la selección de un sistema de automatización de una subestación nueva son:  El sistema debe ser adaptable a cualquier fabricante de hardware.  Incorporar arquitectura distribuida para minimizar el cableado.  Debe ser flexible y fácil de configurar por el usuario.  La unidad de subestación debe incluir un computador para almacenar los datos y pre-procesar la información.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Evolución en información

la

transmisión

Resultado del extraordinario tratamiento de la información.

de

la

desarrollo

del

Tuvo su origen en la informática, después en la automática industrial y ahora en la gestión técnica de edificios y de la distribución eléctrica (GTB y GTE).

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Evolución en información

la

transmisión

de

la

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Sistema de Gestión de Protecciones - SGP Implantación de una red de telecontrol de equipos de la red eléctrica, que recoge la información de dichos equipos y la centraliza en una estación para su administración. Diseño personalizado dependiendo de las necesidades y de la modernidad del equipo de protección existente.

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Sistema de Gestión de Protecciones - SGP Qué significa esto? GESTIÓN:  Administración  Gerencia  Intervención o Trámite para conseguir algo. (Pequeño Larousse Ilustrado)

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Sistema de Gestión de Protecciones - SGP La vida real GESTIÓN:  Acceso  Captura de datos  Manejo de inventario  Disminución de trámites  Centro de Servicios  Consulta en línea: Procedimientos, Manuales

Sistemas de Automatización de Subestaciones: SAS Sistema de Gestión de Protecciones - SGP

Arquitectura del Sistema : Estrategias

INTEGRACIÓN

COORDINACIÓN

1 DISPOSITIVO / N FUNCIONES

M DISPOSITIVOS / N FUNCIONES

Arquitectura del Sistema : Estrategias INTEGRACIÓN DE DISPOSITIVOS

COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS

REDUCCIÓN DEL NÚMERO RE-UTILIZA DISPOSITIVOS EXISTENTES DE DISPOSITIVOS Maximiza partes comunes (Ej.: CPU) Gran volumen de dispositivos sencillos Minimiza Espacio y Partes de Repuesto Capacidad de Múltiples Suministradores

Funciones de Control y Monitoreo INTEGRACIÓN

COORDINACIÓN

BAHÍA GIS

BAHÍA AIS

1 Controlador de Bahía integrando Interruptor y seccionadores (Un fabricante)

1 Controlador de Bahía 1 Dispositivo de monitoreo de interruptor N dispositivos de monitoreo de seccionadores (Varios fabricantes)

Breve historia: Primeras Unidades Terminales Remotas - UTR

Breve historia: Primeras Unidades Terminales Remotas - UTR

Breve historia: Primeras Unidades Terminales Remotas - UTR Reducen el costo en la operación de la subestación:  Subestaciones no atendidas  Algunas capacidades de automatización. Ejemplo: Enclavamientos.  Aunque centralizan información no cooperan con las protecciones

Beneficios de la Comunicación Eliminación de redundancia innecesaria Ejemplo: Cableado de posición de interruptor CONVENCIONAL

DIGITAL

4-5 enlaces RTU SOE

Mímico P

1-2 enlaces P

Enlace Serial hacia niveles superiores

REDUCCIÓN COSTOS en HARDWARE, ESPACIO Y PRUEBAS

Beneficios de la Comunicación Intercambio de información CONVENCIONAL

DIGITAL

RTU SOE Mímico Estados, Control

PP

P

Posiciones, Control, Ajustes, Oscilografía, Estado del dispositivo

 INFRAESTUCTURA PARA ANÁLISIS, MANTENIMIENTO Y RECONFIGURACIÓN

Análisis de Registro de Eventos 

Archivos de oscilografía son :  Registrados por las protecciones  Automáticamente presentados en el IHM  Analizados en el IHM

Aplicaciones de Automatización Protecciones

Subestaciones y Telecontrol

Calidad de Energía

Aplicaciones de Automatización Objetivo

Realizar la gestión, desde una interfaz hombre máquina, de los relés de protección con posibilidad de comunicación instalados actualmente en el sistema eléctrico optimizando al máximo costos y recursos.

Aplicaciones de Automatización Beneficios • • • • •

Mejor control y supervisión del sistema. Reportes para análisis de eventos y fallas. Sistema abierto y configurable. Amigable y Fácil de usar. Compatible con cualquier sistema operativo (Windows). • Con posibilidad de acceso por Internet (Internet Explorer).

Arquitectura Sistema de Control Nivel 3: Sistema de acceso y reporte a estaciones remotas. Nivel 2: Conformado por la interfaz hombre máquina usada como central de procesamiento de datos. Nivel 1: Conformado por los DEI’s usados para la adquisición de datos. Nivel 0: Conformado por los equipos de maniobra (interruptores y seccionadores)

Arquitectura Sistema de Control

Arquitectura Sistema de Control Conexión directa: Relés de protección interrogados directamente a través de varios puertos de comunicación. La transferencia para la adquisición de datos es mas rápida y ofrece menos puntos de falla del sistema. Conexión por Multiplexor: Relés de protección interrogados indirectamente a través de un equipo concentrador con un puerto de comunicaciones transparente, la adquisición de las señales lleva un retardo.

Arquitectura Sistema de Control Enlace vía MODEM telefónico

Profibus IEC IEC 870-5

IEC 870-5

Configuraciones Básicas

Aplicaciones de Automatización Características de Equipos • Relés de Protección. • Red de Comunicación de Datos. • Estación de Operación y Control. • Software de Aplicación.

Relés de Protección Numéricos o micro-procesados con funciones y puertos de Comunicación:  1 Frontal para configuración local.  2 Traseros para la red de explotación de datos y configuración remota.  1 Puerto de sincronización para fecha y hora (GPS o por PROTOCOLO).  Puede almacenar datos de eventos oscilográficos presentados en sistema, antes, durante y después de una falla.  Maneja protocolos estándares OSI del ISO.

Red de Comunicaciones Permite interconectar físicamente todos y cada uno de los dispositivos que conforman el sistema para el intercambio de datos. Tipos: RS-232, RS-485, RS-422 y/o Ethernet.

Topologías: Bus, Anillo, Estrella y configuraciones hibridas.

Estructuras de Comunicación IEC 60870-5-103

PROFIBUS Unidad Central

Unidad Central

Estructura Estrella con F.O. (alternativa con RS232)

Unidad Central

Estructura Bus RS485 (Eléctrica)

RS485 SINEC OLM

Anillo Doble FO (Anillo Sencillo FO)

Estación de Operación y Control Contiene los elementos necesarios para la visualización parcial o total de la subestación, con el fin de tomar decisiones para su comando.

Función: Señalizar alarmas, reportes y alertar mediante señales audibles alguna anomalía del sistema. Almacenar y procesar datos para análisis futuros. Conformada por un PC con sistema operativo de tiempo real sobre el cual corre el software de aplicación.

Infraestructura convencional  Relés protección digital

 Red de Comunicación de datos RS-485.  Estación de Operación y Control (IHM-PC).

Infraestructura numérica  Relés protección numérica  Red de Comunicación de datos Ethernet.  Estación de Operación y Control (IHM-PC).  Sincronización Fecha/Hora.  Software de Aplicación. (Desarrollo)

Sistema de control Software de Aplicación Conformado por los programas de control necesarios para el monitoreo del sistema, como:  SCADA: (Supervisory Control and Data Accquisition)  SOE: (Sequence Of Events)  COMUNICACIONES

Sistema de control Componentes de SCADA 1. Interfaz hombre-máquina (HMI) Presenta los datos de proceso a un operador humano, y por medio de esto, el operador humano supervisa y controla el proceso. 2. Supervisión del sistema (computador) Reúne datos del proceso y envía comandos para el proceso. 3. Unidad Terminal Remota (UTR) Se conecta a los sensores en el proceso, convierte señales de los sensores a datos digitales y envía datos digitales para el sistema de supervisión. 4. Controlador Dispositivo de campo, más económico, versátil, flexible y configurable que UTR de propósito especial. 5. infraestructura de comunicación Proporciona conectividad con el sistema de supervisión de las UTR

Desarrollo Aplicación SCADA SCADA: (Supervisory Control and Data Accquisition) Software encargado de supervisar los cambios de estado instantáneos de las variables digitales y analógicas del sistema.

Desarrollo Aplicación SCADA

Desarrollo Aplicación SCADA Pantalla Principal

Accesos directos

Iconos

Bitácora

Desarrollo Aplicación SCADA  El sistema SCADA cobijará los relés numéricos que se han adquirido y los nuevos que se vayan a seguir adquiriendo.  Configuración de DEI´s (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), puntos analógicos y digitales, para supervisión y control.

 A instalar sobre una consola de operación previamente definida.  Interfaz con el software de comunicaciones, para manejo del protocolo.

Desarrollo Aplicación SOE SOE: (Sequence Of Events) Software encargado de supervisar los eventos generados en el comportamiento de las señales eléctricas en función del tiempo.

Desarrollo Aplicación SOE Últimos 20 Eventos

Estado Relés de protección

Pantalla Principal

Gráfico de eventos Estado Multiplexor

Desarrollo Aplicación SOE  El software descargará automáticamente los eventos encontrados en cada uno de los relés organizándolos por fecha y hora de generación.  Configuración del nombre, cantidad de relés y número de eventos a almacenar por cada relé.  Se podrán hacer análisis rápidos y oportunos del sistema.  Interfaz con el software de comunicaciones, para manejo del protocolo.

Desarrollo Aplicación Comunicaciones COMUNICACIONES: Soporte del SCADA y SOE para la adquisición de datos, el cual a través de un protocolo permite intercambio de información entre equipos de diferentes marcas.

Desarrollo Aplicación Comunicaciones Descripción detallada de telegramas

Configuración de Comandos

Configuración de Canales

Desarrollo Aplicación Comunicaciones Se utilizan protocolos industriales MODBUS RTU para intercambio.

como

La configuración de comandos dependerá de los requerimientos de cada sistema. Se podrán monitorear y consultar los telegramas entre la estación maestra y los relés de protección.

Qué es un Protocolo? Conjunto de reglas necesarias para hacer cooperar entidades generalmente distantes, en particular para establecer y mantener intercambios de información entre dichas entidades. Corrientemente se habla de «protocolo a nivel aplicación» o «protocolo de acceso al medio».

Qué es un Protocolo? • Un protocolo define la estructura, contenido y operación de una interfaz de comunicación. Ejemplo: Modo de definición de acceso a la capa 7 de ISO/OSI  Modelo 7 capas OSI de ISO

Un sistema de comunicación sólo trabajará si todas las capas están definidas (Así algunas no se utilicen) Ejemplos:

Capa de usuario (7) Aplicación (6) Presentación

(5) Sesión (4) Transporte (3) Red (2) Enlace (1) Física

 IEC 60870-5-103: Capas 1,2,7+ capas definidas por el usuario; 3,4,5,6 no utilizadas  PROFIBUS FMS Capas 1,2,7 definidas; 3,4,5,6 capas no utilizadas definido por el usuario  Ethernet: Sólo las capas 1 y 2 están definidas  Ethernet con TCP/IP: Capas 1,2,3,4 definidas; 5,6 no utilizadas, capa 7+ no definifda por el usuario  DNP3.0 Capas 1,2,7+ definidas por el usuario; 3,4,5,6 no utilizadas

Diferentes Protocolos en diferentes niveles • Utilizados entre o al interior de diferentes niveles del sistema de potencia: Entre Centro de Control y Subestaciones o entre Sistema de control de subestación y DEI‘s  Protocolos normalizados:  IEC 60870-5-101 Centro de control y subestación  IEC 60870-5-103 Subestación y bahía

Control Centre Level

Substation Level

Bay Level Process Level

Switchgear

Características de protocolos de Comunicación IEC 60870- PROFIBUS PROFIBUS 5-103 FMS DP Alarmas / Eventos Relé Unidad Central

 Con time stamp

 Con



time stamp

DNP3.0

Modbus

 Con



time stamp

Comandos (Unidad Central relé)











Medición ReléUnidad central











Sincronización de tiempo





Separate port



Separate port

Registro de fallas ReléUnidad central





Separate port

Separate port

Separate port

Ajuste Protecciones Unidad centralRelé

Separate port



Separate port

Separate port

Separate port

Selección de Protocolos  No todos los dispositivos soportan todos los protocolos  Fácil integración

 Funciones de protección a través de puertos independientes MODBUS  IEC 60870-5-103  DNP 3.0  UCA 2.0  IEC 61850

Selección de Protocolos Conitel Harris 5000 Modicon MODBus IEC 60870-5-103 DNP (Distributed Network Protocol) UCA (Utility Communication Architecture) MMS (Manufacturing Message Specification) ICCP (Intercontrol Center Communications Protocol)  IEEE TR1550  IEC 61850        

Información Adicional en Protocolos  General:  Disponibilidad (Cuáles protocolos disponibles en cada DEI)

están .

 Comunicación de acuerdo a IEC 60870-5-103  Notas de aplicación para la integración en otros sistemas  Cantidad de información (DEI específico  Ver manuales)

Desarrollo Aplicación Comunicaciones MEDIOS DE COMUNICACIÓN:  Soporte físico de un canal de transmisión de información (por ejemplo, un par trenzado); normalmente conocido como «BUS».

Medios De Comunicación  ARDIS (Advanced Radio Data Information Service)  Teléfono: ISDN (Integrated Services Digital Network), DSL (Digital Subscriber Loop), T1, Celular (CDPD, PCS, TDMA, GSM)  Portadora por Línea de Potencia  Microondas  Fibra Óptica  MAS (Multiple Address System)  IEEE 802.11 (Wireless LAN)  IEEE 802.16 (Broadband Wireless Access)

Comunicación en Subestaciones Telecontrol

Nivel de subestación

Control de Subestación

1,6

1,6

8

7 Servicio

Nivel de bahía

4,5

2 Teleprotección

9

Protección & Control

Protección & Control

Instrument transformer, switchgear

2 Teleprotección

4,5 Instrument transformer, switchgear

1 Protección – Nivel de control de subestación

6 Control de bahía – Control de subestación

2 Tele protección

7 Servicio técnico

4 Transformadores de medida

8 Comunicación entre bahías

5 Sensores y actuadores digitales

9 Sincronización de tiempo

Interfaces de Comunicación Remote relay interface 1 synchr./asynchr. N x 64kB/sec

Plug-in modules

Remote relay interface 2 synchr./asynchr. N x 64kB/sec or process bus

System interface Communication module Profibus FMS Optical fibre or RS485

Interface module 2 RS485 or (as an alternative to module 2) fibre optical

Substation control

Interface module 1 RS485 or optical fibre

DIGSI; locally or via modem

Service interface DIGSI locally

Front interface

Time synch. interface

GPS receiver

Tiempo de Sincronización: Opciones Reloj de tiempo real incorporado

Uso

de reloj interno (Con batería) + No requiere equipos adicionales - Precisión, requiere ajuste manual



Minute impulsos en entrada binaria + Sencillo, buena precisión - Requiere ajuste manual

Receptor GPS con salida +Excelente precisión - Requiere un receptor

Antena

IRIG-B GPS

IRIG-B

Receptor

hopf 6870G05

Sincronización

de tiempo a través de interfaz del sistema +Excelente precisión sin equipo adicional - Sólo con el sistema de automatización de la subestación

Sistemas de Automatización de Subestaciones DEI´s: Dispositivos Electrónicos Inteligentes 

       

Cualquier dispositivo que incorpora uno o más procesadores con la capacidad de recibir datos o enviar control desde o hacia una fuente externa Relés Digitales Medidores Electrónicos Multifuncionales Controladores de Dispositivos Anunciadores Digitales de Alarma Registradores Digitales de Fallas (DFR) Registradores de Secuencia de Eventos (SOE) Controladores Lógicos Programables (PLCs) Unidades Terminales Remotas (UTRs

IED = Intelligent Electronic Device

Sistemas de Automatización de Subestaciones Características de los DEIs  Tipos de datos  Datos tipo SCADA barridos periódicamente  Datos históricos, requeridos a demanda para análisis  Filtro de Datos  Habilidad para escoger los valores de datos deseados (depende del DEI y el protocolo)  Debe ser efectuado en el DEI (no en módulo de interfaz)  Otras Características  Cada DEI debe tener una dirección individual  Prioridad de cálculos: a demanda o continuo  Comunicaciones  Soporte de protocolos: DNP 3.0, Modbus, IEC 60870-5-101 y 103, UCA 2.0 e IEC 61850  Velocidad: componentes Ethernet que detecten automáticamente tráfico de 10 o 100 Mbps

Sistemas de Automatización de Subestaciones Módulos de interfaz de DEIs  Arquitectura  RS-232  Comunicaciones punto a punto  Velocidad de 9.6, 19.2 o 38.4 Kbps  RS-485/Fiber  Capacidad multi-drop  Línea de comunicaciones compartida  Disponibilidad de Datos  Algunos dispositivos solo calculan ciertos datos cuando efectúan el barrido cíclico (polling)  Dispositivos necesitan calcular antes de reportar  Ciertos DEIs pueden tomar varios segundos  Poner funcionalidad en los DEIs  Direccionabilidad, conversión protocolos, reporte por excepción, config. remota, cálculos, estampa tiempo

Sistemas de Automatización de Subestaciones Responsabilidades de los SAS 

 



Interfaz de DEIs  Recolectar lecturas y notificaciones de eventos de DEIs (barrido, reporte por excepción, no solicitado)  Poblar el repositorio de datos  Procesar los datos y pedidos de control de los usuarios y del repositorio de datos  Proveer interfaz genérica a los DEIs, independiente de los proveedores Conversión de protocolos de DEIs  DNP 3.0, Modbus, Modbus Plus, IEC 870-5, IEC 61850 Soporte de intercambio de datos y control para el repositorio de datos Soporte de ambiente para aplicaciones

Sistemas de Automatización de Subestaciones Aplicabilidad de Sistemas Abiertos    



Normas “de jure” (Por virtud o por ministerio del derecho o de la ley) y “de facto” (De hecho. Sin ajustarse a una norma previa). Mejoran o reemplazan completamente un SAS No se depende de un solo proveedor para completar la implementación SAS y DEIs de diferentes fabricantes intercambian y comparten información Beneficios  Mayor ciclo de vida esperado del SAS a través de mejoras disponibles de múltiples proveedores  Componentes de terceros fácilmente disponibles  Menor costo  Evitar “islas de automatización” dentro de la subestación (sistemas separados de control, medición, protección, registro de fallas, diagnóstico de equipos)

Sistemas de Automatización de Subestaciones Arquitectura Básica  Procesador Subestación-hardware y software  Hardware puede usar tecnologías abiertas como PCs, o ser específico de proveedores, como una UTR o PLC  Software puede ser abierto usando software de PC o lógica ladder de PLC, o ser específico de proveedores, como software de UTR  Integra DEIs y soporta funciones de automatización  Contiene Base de Datos Local (de tiempo real y/o histórica)

Sistemas de Automatización de Subestaciones Arquitectura Básica  Base de Datos puede ser accedida vía interfaz de usuario local, SCADA y usuarios remotos vía dial-up o conexiones WAN  Conversión de protocolo puede ser realizado como una función del cliente de subestación o por interfaces de DEI separadas  Conexión con puntos E/S puede ser directa o mediante DEIs  Conexiones con SCADA, interfaz de Usuario y WAN pueden ser directas o a través de dispositivos separados

Sistemas de Automatización de Subestaciones Arquitectura Básica User Applications

EMS

Corporate Data Repository

Corporate WAN

Bridge/Router/ Gateway/ Comms Processor

Dial-Up Link (modem)

Local UI & Applications

Substation Automation System (SAS)

SCADA RTU

(direct link)

Local/Remote Individual IEDs

IM Local Substation LAN

IM

IM

IM

IM

Comms

IED IED (legacy)

Time Sync Source

(UCA 2.0 compliant)

IED

IED

Communications Link (radio, dedicated line, etc)

IM = Interface Module =

Other possible configurations (migration and future)

=

Station environment Comms Processor

Local/Remote location, eg, on feeders, or at Remote Customer Substations

IM

SAS Server

IM

IED IED (legacy)

IED

(UCA 2.0 compliant)

Sistemas de Automatización de Subestaciones Arquitectura y SCADA  LAN Basada en Anillo de Fibra Óptica para Concentradores de Datos  Estación maestra geográficamente distribuida  Servidores/estaciones de trabajo redundantes (primaria y sistemas de respaldo)  Se mantiene operando hasta la pérdida catastrófica de algún sistema  Sistemas de tiempo real e histórico interconectados por LANs Fast Ethernet (100 Mbps)  Concentradores de datos de subestación (SDC)  Soporte multiprotocolo e DEIs y manejo convencional I/O  Concentrador de Datos Redundante (RDC)  Interfaz de usuario local en subestación para emergencias o propósitos de mantenimiento

Sistemas de Automatización de Subestaciones Arquitectura y SCADA

Sistemas de Automatización de Subestaciones Procesador de Subestación

  

   

Basado en normas de sistemas abiertos y capacidad de trabajo en red(Ethernet, X/Windows, Motif, Unix, TCP/IP) Soporta RDBMS con capacidad SQL y computación a nivel corporativo Provee interfaz de usuario full graphics con capacidad de multiventanas Expandible y transportable a múltiples plataformas de hardware (PCs, Sun) Configuración simple para pequeñas subestaciones y redundante para grandes PLCs pueden emplearse como controladores Subestaciones “esclavas” pueden tener solo DEIs, no SAS, reportándose a subestaciones “maestras”

Sistemas de Automatización de Subestaciones PROTOCOLOS Y REQUERIMIENTOS DE LAN DE SUBESTACIÓN 

 

  

Uso de protocolos estándares  RSTP – IEEE 802.1  Ethernet – IEEE 802.3 (10/100 Mbps)  Token Bus – IEEE 802.4 (100 Mbps)  Token Ring – IEEE 802.5 (4 Mbps)  Profibus – EN 50170 (12 Mbps)  FDDI – 100 Mbps Aplicable para el ambiente de subestación (interfaz inmune a Capacidad punto a punto para funciones de protección velocidad (4 ms) Soportar transporte de archivos para configuración de programas de PLC Bus común para todas las E/S de DEIs y periferia Compatibilidad con el Procesador de la Subestación (no front-end)

ruido) de alta

DEIs y

necesita

Sistemas de Automatización de Subestaciones Interfaz de Usuario   



 

Diseño intuitivo y jerarquía eficiente de despliegue para efectuar las actividades esenciales desde pocos despliegues Look and feel común para todos los despliegues Evitar múltiples bases de datos  Base de datos de DEIs  Base de datos de la interfaz de usuario Biblioteca de símbolos estándares para representar los equipos y aparatos de potencia Despliegues con funcionalidad de panel de mediciones integrado en el sistema Aplicaciones de terceros basadas en PC (U.S. Data Factory Link, Real Flex, Intellution, WonderWare)

Sistemas de Automatización de Subestaciones Interfaces de Comunicación  Con DEIs  Adquirir datos, determinar estado operativo de DEI y soportar protocolos  Con EMS/DMS  Para que operadores del sistema operen las subestaciones  EMS/DMS reciben datos del SAS a diferentes periodicidades  Con los Controles de Bancos de Capacitores  Controlar los capacitores conmutables de los alimentadores desde la subestación  Monitorear VARs en las tres fases  Con Subsistemas Estándares de Tiempo (en cada subestación, sincronizados por GPS)  Capacidad de dial-in remoto para diagnóstico

Sistemas de Automatización de Subestaciones Repositorio de Datos Corporativo   

Permite acceso a datos de las subestaciones, con firewall para protección de funciones operativas Datos operacionales y no operacionales (estudios de ingeniería, pronóstico de carga, análisis, etc.) Debe determinar quiénes son los usuarios, la naturaleza de aplicación, tipo de datos, frecuencia) Utility Enterprise Connection SCADA Data to MCC

Historical Data to Data

Remote Dial-In to DEI

Warehouse Substation Automation Applications DEI Integration Via Data Concentrator/Substation Host Processor DEI Implementation Power System Equipment (Transformers, Breakers)

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoques de Soluciones de Proveedores  Enfoque de Proveedor Top-Down  Enfoque SCADA/UTR

 Enfoque de Proveedor Bottom-Up  Enfoque PC  Enfoque de Producto Orientado a Proveedor

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque SCADA/UTR      

  

Funcionalidad a nivel de Subestación CPUs en UTR barren puntos individuales E/S Tarjeta CPU o puerto por interfaz con protocolo DEI Base de Datos en UTR Puerto de UTR conectado a SCADA Programas de aplicación pueden ser escritos y cargados a la CPU de la UTR. Algunas UTRs soportan lógica ladder o código C compilado Interfaz de usuario instalada en PC conectada a la UTR corriendo paquete abierto (Wonderware In Touch) La interfaz WAN típicamente usa la base de datos del PC de interfaz de Usuario en vez de la UTR Acceso remoto vía PC e interfaz de Usuario

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque SCADA/UTR  Ejemplos de proveedores  GE: Substation Control System (SCS) basado en D200 & D20 UTR  Hathaway Corporation: basado en DAS/4000 UTR  Motorola: basado en UTR Moscad con radio comunicaciones  Advanced Control Systems (ACS): basado UTR distribuida OpEnConnect/7575  Telegyr Systems: basado en UTR TG5700

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque SCADA/UTR  Substation Control System (SCS) - GE Harris

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque de PC      

 

PC usa puertos de comunicación con DEIs La base de datos está en el PC Una tarjeta de comunicaciones conecta con SCADA Las interfaces de usuario y de WAN corren en el PC Acceso remoto al sistema vía PC Programas de aplicación pueden ser escritos y cargados en la CPU del PC. Programas estándares de PC (Visual Basic, C y MS Access) pueden usarse para manipular datos Interfaz de Usuario instalada en PC corriendo paquete abierto (US Data ECS, Wonderware InTouch) La interfaz WAN usa típicamente la base de datos en el PC vía tarjeta WAN

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque de PC  Ejemplos de Proveedores  Tasnet: Substation Integration (SI) System  Novatech: PC, & Modicon PLCs & bridge multiplex  Apollo International: TransWorld PowerNet System (PowerLink 2000 & PowerNet 2000)  Doble Engineering Company: INSITE System

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque de PC  Substation Integration (SI) - System Tasnet

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque de Producto Orientado a Proveedor  Sistema standalone diseñado para integrar productos de un proveedor  Puede ser PC con software específico o un procesador & software de un proveedor específico  Múltiples puertos de comunicación & software drivers  Soporta interfaz WAN  Opción de proveer una cantidad limitada de puntos E/S individuales  Base de datos e interfaz de usuario en el procesador específico del proveedor o en un PC conectado al procesador

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque de Producto Orientado a Proveedor  Arquitectura Pricom+ ABB

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoques SAS  Mayoría requieren PCs o nueva generación de PLCs & UTRs para proveer la funcionalidad de base de datos e interfaz de usuario  Integración de DEIs progresando adopción de arquitectura IEC 61850 por los Proveedores  UTRs inteligentes (i.e GE D20) y PCs son plataformas más comunes  Enfoque de un solo proveedor requiere menos esfuerzo de integración, pero involucra mayores costos  Dan mayor atención a acceso corporativo o integración con otros sistemas  Aplicación de sistemas depende del tipo y tamaño de subestación y de la funcionalidad de la integración y automatización requerida

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque de Proyecto de Automatización 



Componentes del Sistema  Centro de control de operaciones  SAS con Gateways. Adquisición de datos UTR/DEI vía DNP 3.0 sobre protocolo TCP/IP  Tecnología de comunicación inalámbrica LAN (W-LAN) Etapas de Implementación  Primera Etapa: Intercambio de información crítica de subestación con el centro de control a través de ICCP.  Segunda Etapa: Expansión de subestaciones e implementación de sistemas de automatización de subestaciones (SAS)

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque de Proyecto de Automatización  

  

Unión de empresas de distribución geográficamente dispersas Mejorar calidad del servicio y rentabilidad por medio de recolección de información en tiempo real y hacerla disponible en donde se requiera Cumplir estándares de operación en tiempo real Desarrollar sistemas con una base tecnológica actualizada evitando la obsolescencia prematura Finalización del proyecto, implementando inicialmente el sistema de comunicación para probarlo primero

Sistemas de Automatización de Subestaciones Enfoque de Proyecto de Automatización

Sistemas de Automatización de Subestaciones Gateway de Subestación  Opera independientemente del SCADA central (CCO)  Realiza monitoreo local y funciones de control ETHERNET WLAN 11MBPS SWITCH IEEE 802.11 802.3

WIN DATA BASE (AI, DI, DO, CT)

D25 GATEWAY

printer printer

PowerLink Advantage SQL Server

Sistemas de Automatización de Subestaciones Comunicaciones Inalámbricas LAN  Sistema inalámbrico  LAN inalámbrica con datos de campo escaneados por el SCADA  Capacidad de soporte de tráfico  Datos SCADA hasta 19,200 bps  Imágenes de video desde subestaciones a sitios de operación  Tecnología Wi-Fi 802.11HR  Acceso libre (sin licencia) Radio Spread Spectrum  Ethernet 802.11b tecnología no propietaria: 11 Mbps, 52 Mbps (en prueba)  Bajo costo si se compara con otras soluciones inalámbricas  Rápido y fácil de instalar

Sistemas de Automatización de Subestaciones Visión General de Comunicaciones

Sistemas de Automatización de Subestaciones Anillo de Fibra Óptica LAN  

Interconecta la estación maestra con todos los SDCs/RDC LAN Fast Ethernet (100 Mbps) usando el protocolo DNP sobre TCP/IP

Tipo de Datos

Periodicidad

Cantidad

Estado

2 segundos

11200

Análogos

10 segundos

4000

Acumulador

15 minutos

300

SOE

-

6000

Mando remoto

-

1000

Sistemas de Automatización de Subestaciones CDS - Concentrador de Datos de Subestación SDC = Substation Data Concentrator

Arquitectura & Funcionalidad SDC 

Módulo de procesamiento central (Programable C o C++)



Hub LAN Ethernet y otro equipo conectado en red



Módulos DEI para interfaz DEI, conversión de protocolos y manejo de DEIs y dispositivos



Módulos I/O para manejo directo de puntos I/O



Interfaces de comunicación serial



Hora y fecha sincronizados por la estación maestra basada en GPS por medio del anillo de fibra òptica de 100 Mbps o una red IRIG-B

Sistemas de Automatización de Subestaciones CDS - Concentrador de Datos de Subestación Arquitectura & Funcionalidad SDC

Sistemas de Automatización de Subestaciones CDS - Concentrador de Datos de Subestación



DEI Pass-Trough (Conexión Virtual) para soportar la transferencia de información desde y hacia los DEIs con la estación maestra



Software/firmware (diagnóstico, capacidad PLC, aplicaciones)



Almacenamiento de datos de perturbaciones del sistema de potencia



Almacenamiento de datos de calidad de potencia: armónicos, hundimientos, picos y otros, adquiridos desde los DEIs de subestación o desde entradas AC directamente sin transductores

SDC - Concentrador de Datos de Subestación SCADA/EMS Master Station Backup System

Primary System

LANs

Fiber Optic Ring Fast Ethernet (100 Mbps) DNP-TCP/IP

Other SDCs

Hub

Portable PC

LAN

Other SDCs

Hub

CPM

CPM

CPM

I/O

I/O

I/O

I/O

Local User Interface LEGEND SDC: Substation Data Concentrator RDC: Redundant Data Concetrator CPM: Central Processor Module DEI: Intelligent Electronic Device I/O: Direct Input /Output F.O. LAN Switch

DEI Interface IE D s Diagrama de bloques típico de Concentrador de datos de subestación SDC

DEI Interface

DEI Interface

IE D s Diagrama de bloques típico de Concentrador de datos redundante RDC

SDC - Concentrador de Datos de Subestación Interfaz local de usuario RDC: Redundant Data Concetrator 

Visualiza los datos de subestaciones y realiza maniobras y otras acciones de control desde una subestación especifica



Intuitiva, diseño fácil de usar, de manera que las personas que raramente usan el RDC pueden usar el sistema efectivamente sin confusión



Menú para selección de las funciones usadas comúnmente



Minimiza la escritura necesaria para acceder a despliegues e información

SDC - Concentrador de Datos de Subestación Sistemas de prueba (PCs portátiles) 

Usados localmente en SDC/RDC bajo prueba o remotamente por medio del anillo de fibra óptica



Verifican la operación adecuada, solución de problemas, reconfiguran y establecen parámetros operativos para el SDC/RDC



Monitorean comunicaciones por medio de la selección de flujos de datos específicos desde y hacia un SDC/RDC



Usados también como un UI local no permanente en la subestación

Sistemas de automatización de subestaciones Station Controler

Programming software

Profibus IEC IEC 870-5

Protection Devices and Systems

DIGSI 4

IEC 870-5

Power Quality

Sistemas de Automatización de Subestaciones El futuro en la Comunicación se basa en IEC61850

¿Por qué IEC 61850? A nivel mundial hay más de 500 protocolos que se utilizan en automatización de subestaciones

proprietary

proprietary

proprietary

proprietary

Objetivo de IEC 61850 Garantizar interoperabilidad entre DEIs de un SAS. Desarrolla un modelo de datos que recoge toda la información necesaria en un SAS, de modo que todos los DEIs que cumplen con la norma organicen su información según el mismo modelo de datos. La interoperabilidad no garantiza la intercambiabilidad: las funcionalidades para las que está preparado cada dispositivo no están estandarizadas. Entre la gran variedad de servicios de comunicación hay algunos relacionados con mensajes especiales, de ocurrencia de evento automático o envío instantáneos de medidas analógicas (apartados 9-1 y

que ofrece, como aviso de valores 9-2).

IEC 61850 Estructura del estándar Ed. 1

IEC 61850 Estructura del estándar Ed. 2

IEC 61850 Ingeniería de intercambio de datos  GOOSE: Generic Object-Oriented Statistics Environment  SCL: Substation Configuration Language  LN: Logical Nodes  SV: Sampled values

IEC 61850 Campos de aplicación hoy Centro de Control

Servicio Remoto y Diagnósticos

IEC 60870-5101 /-104 Firewall Router

IEC 61850 Station Bus DEI

DEI IEC 61850 (Ethernet) Protección & Control

Interfaz de proceso Hard-wire

Arquitectura de subestación IEC 61850 Station Bus Relay(s) Subscribe to Datasets

10/100/1000 MB Ethernet

DEI Relay

DEI Relay

DEI Relay

Process Bus .1/1/10GB Ethernet

MU Publishes V/I Status Datasets

Clk1 Clk1

-

MU

MU

PT2 I/O CT2 I/O Optical PT1 CT

MU

Optical PT

MU = Merging Unit

I/O

Remote Access

Network Network

Clk2 Clk2

Optical CT

Arquitectura de subestación IEC 61850 Digitalización de señales estandar IEC 61850

GOMSFE: Generic Object Models for Substation and Feeder Equipment Bus de proceso (Sustituye al sistema de cableado):  Equipos primarios con interfaz ethernet  Merging Units (MU): Interfaz digital entre los niveles de proceso y de bahía. Implementan los nodos lógicos TCTR y TVTR  Arquitectura de comunicaciones

Arquitectura de subestación IEC 61850 GOMSFE (Generic Object Models For Substation And Feeder Equipment )

IEC 61850: La comunicación con Ethernet e IP Network Management Protocol SNMP

Network Time Protocol SNTP

Rapid Spanning Tree Protocol IEEE 802.1aq Priority Tagging

RJ45

Switch

IEC 61850 Estructura de Datos

La idea detrás de IEC 61850: El Nodo Lógico Concepto de un nodo lógico

Datos de configuración

Datos de Entrada

Datos de Salida

Funciones Básicas (Protección, p.e.)

 Funciones específicas siguen siendo del vendedor

 Intercambio de datos se normaliza

IEC 61850 Modela diferentes componentes de subestación y la forma en que pueden mapearse a un protocolo específico. El modelo de información comprende nodos lógicos LNs, información y atributos de la información. Los nombres de los LNs y de la información definen el significado estandarizado o la semántica de los dispositivos de la subestación. IEC 61850-7-4 define 90 LNs: PDIS MMXU Designa la Designa Designa el protección mediciones interruptor de distancia operativas XCBR

IEC 61850 Nodos lógicos mas comunes

IEC 61850 LN Protección Time Overcurrent (PTOC) Protección de sobrecorriente de tiempo inverso y sobrecorriente direccional de tiempo inverso.  Supervisa y controla los parámetros de las protecciones descritas, desde el cliente.  Toma información del LN TCTR y envía comando de disparo al XCBR de acuerdo a las funciones definidas por el fabricante y a los ajustes establecidos por el cliente o por configuración manual.  Cuenta con atributos como: Arranque, Operación, Curva, Dial y direccionalidad, entre otros.  Los únicos ajustes obligatorios por la norma son arranque y operación; por lo que puede haber variaciones entre fabricantes para la disponibilidad de otros atributos.

IEC 61850 LN Protección

IEC 61850 LN Protección

IEC 61850 LN Protección

Descripción Tradicional Dispositivo de Protección y Control de Alimentador Ajustes 50P (Inst. de fase)

50FA

81M 81m

25

49

46

51P

Arranque instantáneo fase B

50P

…

50Q 79

0,5-150 A (Paso de 0,01 A)

Arranque instantáneo fase A 67

51Q

Arranque

Señales Digitales (I/O)

59N 59

50BF

SI / NO

32P 32Q

27

78

Permiso

67N 51N

87N

Bloqueo de Disparo Un. Instantánea

50N

… 51NS

50NS

Interruptor

52

Posición (Abierto / Cerrado) Mandos de Abrir / Cerrar Alarmas…

Descripción IEC 61850 Nodos Lógicos: núcleo de las funciones Señales Digitales (I/O) Arranque instantáneo fase A Arranque instantáneo fase B … Bloqueo de Disparo Un. Instantánea …

Ajustes 50P (Inst. de fase) Permiso

SI / NO

Arranque

0,5-150 A (Paso de 0,01 A) COMMON DATA CLASS

INC

Controllable Integer Status

ACD

Directional Activate Protection Information

ACT

Activate Protection Information

ASG

Analoge Setting