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8/19/2019 Sistemas Automatizacion Subestaciones
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FUNDAMENTOS DESMART GRIDS
LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL. I.E., M.Sc.
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Sesión 10
Sistemas de Automatización de SubestacionesSAS
LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL. I.E., M.Sc.
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El sistema eléctrico depotencia
Interconexión de máquinas eléctricas Sistema de suministro y transporte de
electricidad
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El sistema eléctrico depotencia
Convencional: Redes de distribución operadas en unasola dirección.
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El sistema eléctrico depotencia
Objetivo: Redes de distribución deben responder más rápido y conmayor frecuencia a cambios en direcciones de generación y flujo decarga, por el incremento de autogeneración de energía eólica yfotovoltaica.
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Subestación eléctrica
Nodo de un sistema eléctrico de potencia.
Dotado de equipos de: maniobra, control,
medida, protección y comunicaciones
Con los cuales se hace posible modificar latopología de dicho sistema para atender:
Consignas operativas, Aislar eventuales condiciones de falla Adelantar tareas de mantenimiento.
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Subestación eléctrica
Los equipos de maniobra son básicamentetres:
Interruptor Seccionador Cuchilla de puesta a tierra
La diferencia fundamental entre ellos y quecaracteriza su empleo, radica en sus capacidadespara abrir o cerrar circuitos.
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Subestación eléctrica
Unidad operativa básica:Agrupación seccionador - interruptor – seccionador,denominada también campo o bahía.
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Smart Grids
“Sistemas de entrega de electricidad desde elpunto de generación al punto de consumo,integrados con las comunicaciones y tecnologías
de información, que permiten ampliaroperaciones de la red, servicios a los clientes ybeneficios ambientales”
United States Department of Energy (DOE)
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Smart Grids
Visualizan los sistemas eléctricos desdeperspectiva de gestión tecnológica, económica,social y de sostenibilidad.
Nuevas tecnologías impactan la modernizaciónde las redes eléctricas.
Los sistemas eléctricos de potencia se planeanbajo los conceptos de redes inteligentes.
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Smart Grids
Smart Grid, contiene diferentes motores loscuales tienen prioridad dependiendo del paísdonde se desee implementar:
Región Motor
América de Norte Gestión de la demanda
Europa Generación distribuidaLatinoamérica Pérdidas de energía(En especial pérdidas notécnicas)
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Smart Grids
Arquitectura por Capas
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Smart Grids
Arquitectura por Capas
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Smart Grids
Arquitectura por CapasCapa 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 yun centro de agregación cerca al usuario
Red de datos (GPRS p.ej.) entre el centro deagregación y las subestaciones Backbone de comunicaciones entre las
subestaciones a través de enlaces de fibra óptica,ADSL o Fast Ethernet.
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
Combinación de sistemas informáticos quepermiten:
Planear
Coordinar Operar Controlar
algunos o todos los componentes del sistema
eléctrico, en tiempo real o fuera de línea.
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
SISTEMA DE CONTROL
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Automatización de sistemaseléctricos 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
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
Automatización
Uso de tecnología actualizada para optimizar laoperación y facilitar la supervisión y el control
remotos de una forma económica
Funciones y aplicaciones de operación de subestacionesy alimentadores, desde SCADA y procesamiento dealarmas hasta control de tensión y potencia reactivaintegrado
Optimizar el manejo de las inversiones y mejorarla eficiencia de operación y mantenimiento conmínima intervención humana
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
Integración
Incorporar funciones de protección, control y
adquisición de datos en un mínimo deplataformas para reducir:
Costos de inversión y de operación
Espacio para paneles y cuarto de control Equipo y bases de datos redundantes.
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
La integración de sistemas es compleja ...
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
... Esto es más simple ...
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
Normas de interfaz son la clave
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
Integración
F
u t ur o
I E C 6 1 8 5 0
IEC 61970 CIM,
CCAPI
Herramientas &
componentes
Comunicaciones
y creación de redes
Medición automatizada y
Sistema de informaciónAMIS
Centros de control de sistema
Instrumentación de estación,
control y automatización
UTR’s
Protección / PQ /
Controladores de bahía
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
Call Control Application Programming Interface - CCAPI
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Automatización de sistemaseléctricos de potencia
Call Control Application Programming Interface - CCAPI
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
SISTEMA DE CONTROL
Su diseño incluye dimensionar los elementos necesariospara 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 anomalíadel sistema. Almacenamiento y procesamiento de datos para análisis
futuros.
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Control convencional concentrado
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Sistema de control
Interfaz entre el operador y los equipos desubestación.
Puede desglosarse en: Mandos (Apertura, cierre) Enclavamientos Señalización Interposición Sincronización Regulación de tensión
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Sistema de control
El control primario de la subestación es de doscategorías:
1. Operación de rutina normal por comandos deloperador con la ayuda de los sistemas decontrol analógico y digital.
2. Operación automática por la acción de losrelés de protección, sistemas de control ycontroladores de bahía.
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Sistemas de Automatizaciónde 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 elsoftware del computador de subestación: Maniobra
automática, grabación de eventos secuenciales,compilación de la energía y otros informes.
Software de diseño modular facilita incorporación denuevas funciones.
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Sistema de Control
Incluye recopilación de datos, análisis, reporte y registrode eventos, control de tensión, control de potencia, control
de frecuencia, etc.
Acciones de maniobra por control remoto desde sala decontrol: auto cierre de interruptores, funcionamiento deseccionadores, cambiadores de derivaciones bajo carga.
Las operaciones secuenciales, como transferencia de cargade un barraje a otro, deslastre de carga, son atendidas porel centro de control.
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Sistema de protección
Incluye detección de condición anormal, anuncio decondición anormal, alarma, disparo automático, protección
de respaldo, señalización de protección.
La comunicación entre interruptores, seccionadores yreconectadores en los circuitos de distribución primaria ysecundaria situados en el campo y el computador de
subestación en la sala de control, se realiza a través detelecontrol vía radio o canales de portadora por línea depotencia o de fibra óptica, como sea factible.
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Control y Protección
Configuración Control convencional: Centralizado, Distribuido
Control digital: Centralizado, Distribuido Control coordinado Control integrado
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Control y Protección
Sistemas de información Comunicaciones
Redes de área local Protocolos de comunicación Medios de comunicación Modos de control Arquitectura
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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
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Control y Protección
IHM(Interfaz Hombre
Máquina
Panel LocalSelectores y luces
Sincronización
ProtecciónTransformador
Protección Generador
Unidades deControl
Relés de Disparoy Auxiliares
Bloques
Terminales paraI/O(Entrada/Salida)
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Las funciones de supervisión, control y protección se llevana cabo en la sala de control de la subestación.
Variables básicas relacionadas con el control de la
subestación y la instrumentación, son: Tensión yfrecuencia de barrajes, carga de líneas, carga deltransformador, factor de potencia, flujo de potencia activay reactiva, temperatura, etc.
Los gabinetes de control y relés de protección instaladosen la sala de control junto con los controladores de bahía,ayudan al funcionamiento automático de: Interruptores,cambiadores de derivaciones, reconectadores y otrosdispositivos, durante fallas y condiciones anormales.
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Automatizar la subestación significa tener una red dedistribución interactiva e inteligente: Mayor rendimiento y confiabilidad del sistema de
protección.
Mayor capacidad de registro de eventos y fallas, paraayudar 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 deenergía eléctrica incluyendo funciones avanzadas deenclavamiento.
Funciones de automatización avanzadas, como deslastreinteligente.
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Los requisitos generales para la selección de un sistemade 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 computadorpara almacenar los datos y pre-procesar lainformación.
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Evolución en la transmisión de lainformación
Resultado del extraordinario desarrollo deltratamiento de la información.
Tuvo su origen en la informática, después en la
automática industrial y ahora en la gestióntécnica de edificios y de la distribución eléctrica(GTB y GTE).
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Evolución en la transmisión de lainformación
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Sistema de Gestión de Protecciones - SGP
Implantación de una red de telecontrol de
equipos de la red eléctrica, que recoge lainformación de dichos equipos y la centraliza enuna estación para su administración.
Diseño personalizado dependiendo de lasnecesidades y de la modernidad del equipo deprotección existente.
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Sistema de Gestión de Protecciones - SGP
Qué significa esto?
GESTIÓN:
Administración Gerencia Intervención o Trámite para conseguir algo.
(Pequeño Larousse Ilustrado)
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Sistemas de Automatizaciónde 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
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones: SAS
Sistema de Gestión de Protecciones - SGP
Arquitectura del Sistema :
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Arquitectura del Sistema :Estrategias
INTEGRACIÓN
1 DISPOSITIVO / N FUNCIONES
COORDINACIÓN
M DISPOSITIVOS / N FUNCIONES
Arquitectura del Sistema :
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INTEGRACIÓN DE DISPOSITIVOS COORDINACIÓN DE DISPOSITIVOS
REDUCCIÓN DEL NÚMERO
DE DISPOSITIVOSMaximiza partes comunes (Ej.: CPU)Minimiza Espacio y Partes de Repuesto
RE-UTILIZA DISPOSITIVOS EXISTENTES
Gran volumen de dispositivos sencillosCapacidad de Múltiples Suministradores
Arquitectura del Sistema :Estrategias
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INTEGRACIÓN COORDINACIÓN
BAHÍA GIS
1 Controlador de Bahía integrandoInterruptor y seccionadores(Un fabricante)
BAHÍA AIS
1 Controlador de Bahía1 Dispositivo de monitoreo de interruptor N dispositivos de monitoreo de seccionadores
(Varios fabricantes)
Funciones de Control y Monitoreo
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Breve historia: Primeras UnidadesTerminales Remotas - UTR
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Breve historia: Primeras UnidadesTerminales Remotas - UTR
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Reducen el costo en la operación de la subestación:
Subestaciones no atendidas Algunas capacidades de automatización. Ejemplo:
Enclavamientos.
Aunque centralizan información no cooperan con lasprotecciones
Breve historia: Primeras UnidadesTerminales Remotas - UTR
Beneficios de la
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Beneficios de laComunicación
REDUCCIÓN COSTOS en HARDWARE, ESPACIO Y PRUEBAS
Eliminación de redundancia innecesariaEjemplo: Cableado de posición de interruptor
RTU
SOE
Mímico
P
P
EnlaceSerialhacianiveles
superiores
DIGITALCONVENCIONAL
4-5 enlaces
1-2 enlaces
Beneficios de la
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Beneficios de laComunicación
Intercambio de información
INFRAESTUCTURA PARA ANÁLISIS, MANTENIMIENTO YRECONFIGURACIÓN
RTU
SOE
Mímico
P
P
Posiciones,
Control, Ajustes,Oscilografía,Estado deldispositivoEstados,
Control P
DIGITALCONVENCIONAL
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Análisis de Registro de Eventos Archivos de oscilografía son :
Registrados por las protecciones Automáticamente presentados en el IHM Analizados en el IHM
Aplicaciones de
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Aplicaciones deAutomatización
Protecciones Subestaciones y Telecontrol Calidad de Energía
Aplicaciones de
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Aplicaciones deAutomatización
Objetivo
Realizar la gestión, desde una interfaz hombremáquina, de los relés de protección conposibilidad de comunicación instaladosactualmente en el sistema eléctrico optimizando
al máximo costos y recursos.
Aplicaciones de
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Aplicaciones deAutomatización
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).
A it t Si t d C t l
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Arquitectura Sistema de Control
Nivel 3: Sistema de acceso yreporte a estaciones remotas.Nivel 2: Conformado por lainterfaz hombre máquina usadacomo central de procesamiento
de datos.Nivel 1: Conformado por losDEI’s usados para la adquisiciónde datos.
Nivel 0: Conformado por losequipos de maniobra(interruptores y seccionadores)
A it t Si t d C t l
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Arquitectura Sistema de Control
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Arquitectura Sistema de Control
Conexión directa:Relés de protección interrogadosdirectamente a través de variospuertos de comunicación. Latransferencia para la adquisición de
datos es mas rápida y ofrecemenos puntos de falla del sistema.
Conexión por Multiplexor :Relés de protección interrogados
indirectamente a través de unequipo concentrador con un puertode comunicaciones transparente, laadquisición de las señales lleva unretardo.
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Arquitectura Sistema de Control
IEC 870-5
IEC 870-5
Profibus IEC
Enlace víaMODEMtelefónico
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Configuraciones Básicas
Aplicaciones de
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Aplicaciones deAutomatización
Características de Equipos
• Relés de Protección.• Red de Comunicación de Datos.
• Estación de Operación y Control.
• Software de Aplicación.
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Relés de Protección
Numéricos o micro-procesados con funciones ypuertos de Comunicación: 1 Frontal para configuración local.
2 Traseros para la red de explotación de datosy configuración remota. 1 Puerto de sincronización para fecha y hora
(GPS o por PROTOCOLO).
Puede almacenar datos de eventososcilográficos presentados en sistema, antes,durante y después de una falla.
Maneja protocolos estándares OSI del ISO.
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Red de Comunicaciones
Tipos: RS-232,
RS-485, RS-422y/o Ethernet.
Topologías: Bus,Anillo, Estrella yconfiguracioneshibridas.
Permite interconectar físicamente todos y cada unode los dispositivos que conforman el sistema para elintercambio de datos.
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Estructuras de Comunicación
Unidad Central Unidad Central
Estructura Estrella con F.O.(alternativa con RS232)
Estructura Bus RS485(Eléctrica)
Anillo Doble FO(Anillo Sencillo FO)
IEC 60870-5-103 PROFIBUS
Unidad Central
SINECOLM
RS485
Estación de Operación y
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Estación de Operación yControl
Función: Señalizar alarmas,
reportes y alertar medianteseñales audibles alguna anomalíadel sistema. Almacenar yprocesar datos para análisisfuturos.
Conformada por un PC consistema operativo de tiemporeal sobre el cual corre elsoftware de aplicación.
Contiene los elementos necesarios para la visualizaciónparcial o total de la subestación, con el fin de tomardecisiones para su comando.
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Infraestructura convencional
Relés protección digital
Red de Comunicaciónde datos RS-485.
Estación de Operacióny Control (IHM-PC).
é
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Infraestructura numérica
Relés protecciónnumérica
Red de Comunicación dedatos Ethernet.
Estación de Operación yControl (IHM-PC).
Sincronización
Fecha/Hora. Software de Aplicación.
(Desarrollo)
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Sistema de control
Software de AplicaciónConformado por los programas de control necesarios parael monitoreo del sistema, como: SCADA: (Supervisory Control and Data Accquisition)
SOE: (Sequence Of Events) COMUNICACIONES
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Sistema de control
Componentes de SCADA
1. Interfaz hombre-máquina (HMI)Presenta los datos de proceso a un operador humano, y por medio deesto, 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 lossensores a datos digitales y envía datos digitales para el sistema desupervisión.
4. ControladorDispositivo de campo, más económico, versátil, flexible y configurableque UTR de propósito especial.5. infraestructura de comunicaciónProporciona conectividad con el sistema de supervisión de las UTR
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Desarrollo Aplicación SCADA
SCADA: (Supervisory Control and Data Accquisition)
Software encargado de supervisar los cambios deestado instantáneos de las variables digitales y
analógicas del sistema.
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Desarrollo Aplicación SCADA
D ll A li ió SCADA
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Desarrollo Aplicación SCADA
Bitácora
Accesos directos
Iconos
Pantalla Principal
D ll A li ió SCADA
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Desarrollo Aplicación SCADA
El sistema SCADA cobijará los relés numéricosque se han adquirido y los nuevos que sevayan a seguir adquiriendo.
Configuración de DEI´s (DispositivosElectrónicos Inteligentes), puntos analógicos ydigitales, para supervisión y control.
A instalar sobre una consola de operación
previamente definida. Interfaz con el software de comunicaciones,
para manejo del protocolo.
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Desarrollo Aplicación SOE
SOE: (Sequence Of Events)
Software encargado de supervisar los eventosgenerados en el comportamiento de las
señales eléctricas en función del tiempo.
ó
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Estado Relés deprotección
Estado Multiplexor
Gráfico de eventos
Últimos 20 Eventos PantallaPrincipal
Desarrollo Aplicación SOE
D ll A li ió SOE
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Desarrollo Aplicación SOE
El software descargará automáticamente loseventos encontrados en cada uno de los relésorganizándolos por fecha y hora de generación.
Configuración del nombre, cantidad de relés ynúmero de eventos a almacenar por cada relé.
Se podrán hacer análisis rápidos y oportunosdel sistema.
Interfaz con el software de comunicaciones,para manejo del protocolo.
Desarrollo Aplicación
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Desarrollo AplicaciónComunicaciones
COMUNICACIONES:Soporte del SCADA y SOE para la adquisición dedatos, el cual a través de un protocolo permiteintercambio de información entre equipos dediferentes marcas.
Desarrollo Aplicación
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Desarrollo AplicaciónComunicaciones
Configuración de Comandos
Configuración deCanales
Descripción detallada detelegramas
Desarrollo Aplicación
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Desarrollo AplicaciónComunicaciones
Se utilizan protocolos industriales comoMODBUS RTU para intercambio.
La configuración de comandos dependerá de
los requerimientos de cada sistema.Se podrán monitorear y consultar los
telegramas entre la estación maestra y losrelés de protección.
Qué es un Protocolo?
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Qué es un Protocolo?
Conjunto de reglas necesarias para hacercooperar entidades generalmente distantes, enparticular para establecer y mantenerintercambios de información entre dichas
entidades.
Corrientemente se habla de «protocolo a nivelaplicación» o «protocolo de acceso al medio».
Qué es un Protocolo?
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Modelo 7 capas OSI de ISO
(2) Enlace
(1) Física
(4) Transporte
(3) Red
(5) Sesión
(7) Aplicación
(6) Presentación
Qué es un Protocolo?
Un sistema de comunicación sólo trabajará sitodas las capas están definidas (Así algunas nose utilicen)
Ejemplos:
IEC 60870-5-103:Capas 1,2,7+ capas definidas por elusuario; 3,4,5,6no utilizadas
PROFIBUS FMSCapas 1,2,7 definidas; 3,4,5,6 capas noutilizadas 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
DNP3.0Capas 1,2,7+ definidas por el usuario;3,4,5,6 no utilizadas
Capa de usuario
• Un protocolo define la estructura, contenido y operación deuna interfaz de comunicación.
Ejemplo: Modo de definición de acceso a la capa 7 de ISO/OSI
Diferentes Protocolos en
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Diferentes Protocolos endiferentes niveles
Protocolosnormalizados: IEC 60870-5-101
Centro de control ysubestación
IEC 60870-5-103Subestación y bahía
Switchgear
Control Centre Level
Process Level
Bay Level
Substation Level
• Utilizados entre o al interior de diferentes nivelesdel sistema de potencia: Entre Centro de Controly Subestaciones o entre Sistema de control desubestación y DEI‘s
Características de protocolos de
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Características de protocolos deComunicación
IEC 60870-5-103
PROFIBUSFMS
PROFIBUSDP
DNP3.0 Modbus
Alarmas / EventosRelé Unidad Central
Contime stamp
Contime stamp
Comandos (UnidadCentral relé)
MediciónReléUnidad central
Sincronizaciónde tiempo
Separateport
Ajuste ProteccionesUnidad centralRelé
Registro de fallasReléUnidad central
Con
time stamp
Separateport
Separateport
Separateport
Separateport
Separateport
Separateport
Separateport
Separateport
S l ió d P t l
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No todos los dispositivos soportantodos los protocolos
Fácil integración
Funciones de protección a través depuertos independientes
Selección de Protocolos
MODBUS IEC 60870-5-103 DNP 3.0 UCA 2.0 IEC 61850
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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
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Información Adicional enProtocolos
General: Disponibilidad (Cuáles protocolos están
disponibles en cada DEI) .
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
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Desarrollo AplicaciónComunicaciones
MEDIOS DE COMUNICACIÓN:
Soporte físico de un canal de transmisión de
información (por ejemplo, un par trenzado);normalmente conocido como «BUS».
ó
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Medios De Comunicación
ARDIS (Advanced Radio Data InformationService)
Teléfono: ISDN (Integrated Services DigitalNetwork), 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
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7
Protección & Control
Nivel de subestación
1,6
Nivel de bahía
4,5
Teleprotección TeleprotecciónInstrument transformer, switchgear Instrument transformer, switchgear
1,6
Servicio
Telecontrol
Control de Subestación
8
24,52
1 Protección – Nivel de control de subestación
2 Tele protección
4 Transformadores de medida
5 Sensores y actuadores digitales
Protección & Control 9
6 Control de bahía – Control de subestación
7 Servicio técnico
8 Comunicación entre bahías
9 Sincronización de tiempo
Interfaces de Comunicación
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Interfaces de Comunicación
Remote relay interface 1synchr./asynchr. N x 64kB/sec
Remote relay interface 2
synchr./asynchr. N x 64kB/secor process bus
Time synch. interfaceGPS receiver
Service interface DIGSI; locallyor via modem
FrontinterfaceDIGSI
locally
Substationcontrol
Communication moduleProfibus FMSOptical fibre or RS485
(as an alternative to module 2)
Interfacemodule 2RS485 oroptical fibre
System interface
Plug-inmodules
Interfacemodule 1
RS485 oroptical fibre
Tiempo de Sincronización:
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Opciones
IRIG-B
hopf6870G05
GPS
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 IRIG-B+Excelente precisión
- Requiere un receptor
Sincronización de tiempo
a través de interfaz del sistema
+Excelente precisión sin equipo adicional- Sólo con el sistema de automatización dela subestación
Reloj detiempo realincorporado
Antena
Receptor
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones
DEI´s: Dispositivos Electrónicos Inteligentes
Cualquier dispositivo que incorpora uno o más procesadores con lacapacidad de recibir datos o enviar control desde o hacia una fuenteexterna
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
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Sistemas de Automatizaciónde 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 (dependedel 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
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Sistemas de Automatizaciónde 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
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Sistemas de Automatizaciónde 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
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Sistemas de Automatizaciónde 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 laimplementación 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 defallas, diagnóstico de equipos)
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Sistemas de Automatizaciónde 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/ohistórica)
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Sistemas de Automatizaciónde Subestaciones
Arquitectura Básica
Base de Datos puede ser accedida vía interfaz deusuario local, SCADA y usuarios remotos vía dial-up o
conexiones WAN Conversión de protocolo puede ser realizado como unafunción del cliente de subestación o por interfaces deDEI 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
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S ste as de uto at ac óde Subestaciones
Arquitectura Básica
SAS
Server
IM
Corporate WAN
Substation
Automation
System
(SAS)
IED(legacy)
SCADA
RTU
IED(UCA 2.0
compliant) Time Sync
Source
IM
IM
IM
User Applications
Corporate
Data
Repository
Bridge/Router/ Gateway/
Comms Processor
Local Substation LAN
IED(legacy)
IED(UCA 2.0
compliant) IED
IED IED
Communications Link
(radio, dedicated line, etc)
IM IM
IM
EMS
Local/Remote
Individual IEDs
Local UI &
Applications
Dial-Up Link
(modem)
Local/Remote location, eg, on feeders,
or at Remote Customer Substations
Comms
Comms Processor
(direct link)
IM = Interface Module
= Other possible configurations (migration and future)
= Station environment
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de SubestacionesArquitectura y SCADA LAN Basada en Anillo de Fibra Óptica para Concentradores de Datos Estación maestra geográficamente distribuida
Servidores/estaciones de trabajo redundantes (primaria ysistemas de respaldo)
Se mantiene operando hasta la pérdida catastrófica de algúnsistema 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
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de SubestacionesArquitectura y SCADA
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de SubestacionesProcesador de Subestación
Basado en normas de sistemas abiertos y capacidad detrabajo 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 yredundante para grandes PLCs pueden emplearse como controladores Subestaciones “esclavas” pueden tener solo DEIs, no SAS,
reportándose a subestaciones “maestras”
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de SubestacionesPROTOCOLOS 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 ruido) Capacidad punto a punto para funciones de protección de alta
velocidad (4 ms) Soportar transporte de archivos para configuración de DEIs y
programas de PLC Bus común para todas las E/S de DEIs y periferia Compatibilidad con el Procesador de la Subestación (no necesita
front-end )
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de SubestacionesInterfaz de Usuario
Diseño intuitivo y jerarquía eficiente de despliegue paraefectuar 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 losequipos y aparatos de potencia
Despliegues con funcionalidad de panel de medicionesintegrado en el sistema
Aplicaciones de terceros basadas en PC (U.S. Data FactoryLink, Real Flex, Intellution, WonderWare)
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de SubestacionesInterfaces de Comunicación Con DEIs
Adquirir datos, determinar estado operativo de DEI ysoportar 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
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de SubestacionesRepositorio de Datos Corporativo
Permite acceso a datos de las subestaciones, con firewallpara 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
Warehouse
Remote Dial-In to DEI
Substation Automation Applications
DEI Integration Via Data Concentrator/Substation Host Processor
DEI Implementation
Power System Equipment (Transformers, Breakers)
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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
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de SubestacionesEnfoque 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 códigoC compilado
Interfaz de usuario instalada en PC conectada a la UTRcorriendo paquete abierto (Wonderware In Touch)
La interfaz WAN típicamente usa la base de datos del PC deinterfaz de Usuario en vez de la UTR
Acceso remoto vía PC e interfaz de Usuario
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de SubestacionesEnfoque SCADA/UTR
Ejemplos de proveedores
GE: Substation Control System (SCS) basado enD200 & D20 UTR Hathaway Corporation: basado en DAS/4000 UTR Motorola: basado en UTR Moscad con radio
comunicaciones
Advanced Control Systems (ACS): basado UTRdistribuida OpEnConnect/7575
Telegyr Systems: basado en UTR TG5700
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de SubestacionesEnfoque SCADA/UTR
Substation Control System (SCS) - GE Harris
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de SubestacionesEnfoque 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 yMS 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 víatarjeta WAN
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de SubestacionesEnfoque 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
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de SubestacionesEnfoque de PC
Substation Integration (SI) - System Tasnet
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de SubestacionesEnfoque de Producto Orientado a Proveedor
Sistema standalone diseñado para integrar productos deun 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 alprocesador
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de SubestacionesEnfoque de Producto Orientado a Proveedor
Arquitectura Pricom+ ABB
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de SubestacionesEnfoques SAS Mayoría requieren PCs o nueva generación de PLCs & UTRs
para proveer la funcionalidad de base de datos e interfaz deusuario
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 conotros sistemas Aplicación de sistemas depende del tipo y tamaño de
subestación y de la funcionalidad de la integración yautomatización requerida
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de SubestacionesEnfoque 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 eimplementación de sistemas de automatización desubestaciones (SAS)
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de SubestacionesEnfoque 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
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de SubestacionesEnfoque de Proyecto de Automatización
Sistemas de Automatización
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de Subestaciones
Gateway de Subestación Opera independientemente del SCADA central (CCO) Realiza monitoreo local y funciones de control
D25 GATEWAY
ETHERNET11MBPS802.3
WIN DATA BASE(AI, DI, DO, CT)
SWITCH
PowerLink AdvantageSQL Server
printerprinter
WLANIEEE 802.11
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de SubestacionesComunicaciones Inalámbricas LAN Sistema inalámbrico
LAN inalámbrica con datos de campo escaneados por elSCADA
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, 52Mbps (en prueba)
Bajo costo si se compara con otras soluciones inalámbricas Rápido y fácil de instalar
Sistemas de Automatizaciónd b i
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de SubestacionesVisión General de Comunicaciones
Sistemas de Automatizaciónd S b i
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de SubestacionesAnillo 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 Automatizaciónd S b i
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de SubestacionesCDS - Concentrador de Datos de Subestación
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 deDEIs 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 GPSpor medio del anillo de fibra òptica de 100 Mbps o una red IRIG-B
SDC = Substation Data Concentrator
Sistemas de Automatizaciónd S b t i
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de SubestacionesCDS - Concentrador de Datos de Subestación
Arquitectura & Funcionalidad SDC
Sistemas de Automatizaciónd S b t i
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de SubestacionesCDS - Concentrador de Datos de Subestación
DEI Pass-Trough (Conexión Virtual) para soportar latransferencia de información desde y hacia los DEIs con laestación maestra
Software/firmware (diagnóstico, capacidad PLC, aplicaciones)
Almacenamiento de datos de perturbaciones del sistema depotencia
Almacenamiento de datos de calidad de potencia: armónicos,hundimientos, picos y otros, adquiridos desde los DEIs desubestación o desde entradas AC directamente sintransductores
SDC - Concentrador de Datosd S b t ió
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BackupSystem
DEIInterface
IE D s
Hub
PortablePC
PrimarySystem
SCADA/EMS Master Station
Other SDCs Other SDCs
Fiber Optic RingFast Ethernet (100 Mbps) DNP-TCP/IP LAN
Hub
CPM CPM CPM
I/O
I/O
Diagrama de bloques típico de Concentradorde datos de subestación SDC
Diagrama de bloques típico de Concentradorde datos redundante RDC
F.O. LAN Switch
I/O
I/O
DEIInterface
DEIInterface
IE D s
LEGENDSDC: Substation Data ConcentratorRDC: Redundant Data ConcetratorCPM: Central Processor ModuleDEI: Intelligent Electronic DeviceI/O: Direct Input /Output
LANs
Local User Interface
de Subestación
SDC - Concentrador de Datosd S b t ió
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de SubestaciónInterfaz local de usuario RDC: Redundant Data Concetrator
Visualiza los datos de subestaciones y realiza maniobras yotras acciones de control desde una subestación especifica
Intuitiva, diseño fácil de usar, de manera que las personasque raramente usan el RDC pueden usar el sistemaefectivamente sin confusión
Menú para selección de las funciones usadas comúnmente
Minimiza la escritura necesaria para acceder a despliegues einformación
SDC - Concentrador de Datosd S b t ió
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de SubestaciónSistemas de prueba (PCs portátiles)
Usados localmente en SDC/RDC bajo prueba o remotamentepor medio del anillo de fibra óptica
Verifican la operación adecuada, solución de problemas,reconfiguran y establecen parámetros operativos para elSDC/RDC
Monitorean comunicaciones por medio de la selección de flujosde datos específicos desde y hacia un SDC/RDC
Usados también como un UI local no permanente en lasubestación
Sistemas de automatización
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Profibus IEC
IEC 870-5
DIGSI 4
Programmingsoftware
IEC 870-5
Station Controler
Protection Devices and Systems Power Quality
de subestaciones
Sistemas de Automatizaciónd S b t i
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de Subestaciones
El futuro en la Comunicación se basa en IEC61850
¿Por qué IEC 61850?
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A nivel mundial hay más de 500 protocolos que se utilizan
en automatización de subestaciones
q
proprietary
proprietary
proprietary
proprietary
Objetivo de IEC 61850
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j
Garantizar interoperabilidad entre DEIs de un SAS.
Desarrolla un modelo de datos que recoge toda la informaciónnecesaria en un SAS, de modo que todos los DEIs que cumplencon la norma organicen su información según el mismo modelode datos.
La interoperabilidad no garantiza la intercambiabilidad: lasfuncionalidades para las que está preparado cada dispositivo noestán estandarizadas.
Entre la gran variedad de servicios de comunicación que ofrece,hay algunos relacionados con mensajes especiales, como avisode ocurrencia de evento automático o envío de valoresinstantáneos de medidas analógicas (apartados 9-1 y 9-2).
IEC 61850Estructura del estándar Ed 1
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Estructura del estándar Ed. 1
IEC 61850Estructura del estándar Ed 2
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Estructura del estándar Ed. 2
IEC 61850
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Ingeniería de intercambio de datos
GOOSE: Generic Object-Oriented StatisticsEnvironment
SCL: Substation Configuration Language LN: Logical Nodes SV: Sampled values
IEC 61850Campos de aplicación hoy
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Campos de aplicación hoy
IEC 60870-5-
101 /-104
IEC 61850 (Ethernet)
Protección & Control
Firewall
Router
Interfaz de proceso Hard-wire
IEC 61850 Station Bus
DEI DEI
Centro de Control
Servicio
Remoto y
Diagnósticos
Arquitectura de subestaciónIEC 61850
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IEC 61850
MU = Merging Unit
MU
PT1
MU
PT2 CT2
MU
OpticalPT
OpticalCT
Relay Relay Relay
I/O I/O I/O
Station Bus
-
Process Bus
Clk1 Clk2
Network
MU
OpticalCT
MU MU
DEI DEI DEI
MU PublishesV/I StatusDatasets
Relay(s)Subscribe toDatasets
10/100/1000 MB Ethernet
.1/1/10GB Ethernet
Clk1 Clk2
RemoteAccess
Network
Arquitectura de subestaciónIEC 61850
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IEC 61850
Digitalización de señales estandar IEC 61850
GOMSFE: Generic Object Models for Substationand Feeder Equipment
Bus de proceso (Sustituye al sistema decableado): Equipos primarios con interfaz ethernet Merging Units (MU): Interfaz digital entre los
niveles de proceso y de bahía. Implementanlos nodos lógicos TCTR y TVTR
Arquitectura de comunicaciones
Arquitectura de subestaciónIEC 61850
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IEC 61850
GOMSFE(Generic Object Models For Substation And Feeder Equipment )
IEC 61850: La comunicacióncon Ethernet e IP
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Network Time Protocol SNTP
Switch
RJ45
Priority Tagging
Rapid Spanning Tree ProtocolIEEE 802.1aq
con Ethernet e IP
Network Management Protocol SNMP
IEC 61850Estructura de Datos
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Estructura de Datos
La idea detrás de IEC 61850:El Nodo Lógico
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Funciones Básicas(Protección, p.e.)
Datos de
Entrada Datos de
Salida
Datos deconfiguración
Concepto de un nodo lógico
Funciones específicas siguen siendo del vendedor
Intercambio de datos se normaliza
El Nodo Lógico
IEC 61850
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Modela diferentes componentes de subestación y la formaen 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 elsignificado estandarizado o la semántica de los dispositivosde la subestación.
IEC 61850-7-4 define 90 LNs:
XCBRDesigna elinterruptor
PDISDesigna laprotección
de distancia
MMXUDesigna
medicionesoperativas
IEC 61850Nodos lógicos mas comunes
8/19/2019 Sistemas Automatizacion Subestaciones
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Nodos lógicos mas comunes
IEC 61850LN Protección
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LN Protección
Time Overcurrent (PTOC)Protección de sobrecorriente de tiempo inverso ysobrecorriente direccional de tiempo inverso. Supervisa y controla los parámetros de las protecciones
descritas, desde el cliente.
Toma información del LN TCTR y envía comando dedisparo al XCBR de acuerdo a las funciones definidaspor el fabricante y a los ajustes establecidos por elcliente o por configuración manual.
Cuenta con atributos como: Arranque, Operación,
Curva, Dial y direccionalidad, entre otros. Los únicos ajustes obligatorios por la norma sonarranque y operación; por lo que puede habervariaciones entre fabricantes para la disponibilidad deotros atributos.
IEC 61850LN Protección
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LN Protección
IEC 61850LN Protección
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LN Protección
IEC 61850LN Protección
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LN Protección
Dispositivo de Protección y Control de Alimentador
Descripción Tradicional
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2567N
50NS51NS
50BF
7951N 50N
87N
51Q
50FA
32P 32Q27
5959N
67
50P51P49 46
81m81M
78
50Q
52
Dispositivo de Protección y Control de Alimentador
Ajustes 50P (Inst. de fase)Permiso SI / NO
Arranque 0,5-150 A (Paso de 0,01 A)
Señales Digitales (I/O)
Arranque instantáneo fase A Arranque instantáneo fase B
…
Bloqueo de Disparo Un. Instantánea
…
Interruptor Posición (Abierto / Cerrado)
Mandos de Abrir / Cerrar
Alarmas…
ó ú f
Descripción IEC 61850
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Nodos Lógicos: núcleo de las funciones
Ajustes 50P (Inst. de fase)
Permiso SI / NO
Arranque 0,5-150 A (Paso de 0,01 A)
Señales Digitales (I/O) Arranque instantáneo fase A
Arranque instantáneo fase B
…
Bloqueo de Disparo Un. Instantánea
…
COMMON DATA CLASS
INC Controllable Integer Status
ACD Directional Activate Protection
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