Se realiza el diseño de un prototipo de protección y teleprotección de línea de transmisión de ultra alta tensión, siguiendo el estándar universal para subestaciones eléctricas especificado en la norma IEC 61850. Se simula su funcionamiento ubicándolo en la subestación La Arenosa, a la espera de un código permisivo para desconexión de carga por contingencia en la línea a 765 kV, específicamente en el vínculo: San Gerónimo – La Arenosa. Con la ocurrencia de un evento, los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) ubicados en la subestación San Gerónimo, cuya función es sensar valores de corriente, tensión y reactivos de la línea, notifican al servidor GOOSE que realice el envío de mensajes de alta prioridad al prototipo ubicado en la subestación La Arenosa y este, a su vez, ejecute una desconexión selectiva de carga según la información contenida en el mensaje. Todo el procedimiento no debe exceder el tiempo máximo exigido para la maniobra, tomando en cuenta los retardos de procesamiento de los IED involucrados, el medio de transmisión, el retardo del prototipo y tiempo de apertura del relé. En el análisis de resultados se comprueban empíricamente los cálculos obtenidos en la teoría, relativos al tiempo de transmisión.
INDICE GENERAL
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTOS
Indice general
LISTADE FIGURAS
LISTADE TABLAS
SIGLAS
ACRONIMOS
INTRODUCCION
capItulo I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
JUSTIFICACION
OBJETIVOS
ANTECEDENTES
capItulo II GENERALIDADES Y ASPECTOS TEORICOS
2.1. Description general de la llnea troncal de transmision de 765 kV
2.1.1. Esquema general de una subestacion de ultra alta tension
2.1.2. Sistema de protecciones
2.1.2.1. Sistemas de protection de llneas de transmision
2.1.2.2. Sistemas de protection a interruptores
2.1.3. Causas de funcionamiento anormal en los sistemas de potencia
2.2. Description del estandar IEC
2.2.1. Arquitectura de la subestacion
2.2.2. Niveles e Interfaces Logicas
2.2.3. Nodos logicos (LN) y Funciones
2.2.4. Modelojerarquizado de information
2.2.5. Clases genericas de datos
2.2.6. Dispositivo Logico
2.2.7. Modelo de Servicios Abstractos de Comunicacion (ACSI)
2.2.8. Eventos Genericos de la Subestacion (GSE)
2.2.9. Lenguaje de configuration (SCL)
2.2.10. Modelo (SCL)
2.2.11. Description de los tipos de archivo SCL
2.2.12. Estructura del estandar
2.3. Prototipo de Teleproteccion Remoto (TPR)
2.3.1. Arduino UNO R3
2.3.2. Ethernet Shield Arduino
2.3.3. Entorno de Desarrollo Integrado (IDE)
2.3.4. Estructura de un programa
2.4. Dispositivo Electronico Inteligente (IED) simulado
2.5. Herramientas para el analisis de information
2.5.1. libIEC61850
2.5.2. Wireshark (Analizador de protocolos Ethernet)
CAPITULO III MODELADO Y DISENO DEL PROTOTIPO
3.1. Alcance y requerimientos
3.2. Modelo conceptual
3.3. Diseno del prototipo TPR
3.3.1. Hardware
3.3.2. Software
3.4. Analisis de tramas Ethernet tipo GOOSE bajo la norma IEC 61850
3.4.1. Desarrollo de algoritmos para publication de mensajes GOOSE
3.4.2. Desarrollo de algoritmos para la interpretation de tramas en el Prototipo
3.4.3. Herramienta de monitoreo
CAPITULO IV SIMULACIONY ANALISIS RESULTADOS
4.1. Equipos utilizados
4.2. Esquema de montaje
4.3. Procedimiento
4.4. Fiabilidad del Prototipo
4.4.1. Muestreo en diferentes condiciones de espacio y tiempo
4.4.2. Muestreo con presencia de trafico en la red
CONCLUSIONS
RECOMENDACIONES
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
BIBLIOGRAFIAS
LISTADE FIGURAS
Figura 1: Mapa de Subestaciones a 765 kV
Figura 2: Unifilar Sistema de Transmision a 765 kV
Figura 3: Seccion de una subestacion de ultra alta tension
Figura 4: Niveles SAS
Figura 5: Modelo abstracto de SAS
Figura 6: Priorizacion en la transmision de mensajes tipo GOOSE
Figura 7: Tiempos de actuacion de los mensajes
Figura 8: Desempeno de los mensajes en la pila de protocolos
Figura 9: Estructura del estandar
Figura 10: Esquematico de la placa Arduino UNO R3
Figura 11: Descripcion de los pines de la placa Arduino UNO R3
Figura 12: Componentes principales de la placa Arduino UNO R3
Figura 13: Diagrama de bloques del AVR
Figura 14: Registros Hexadecimales
Figura 15: Circuito Ethernet Shield
Figura 16: Descripcion de los pines de la placa Ethernet Shield
Figura 17: TramaUDP
Figura 18: Funciones del microchip WZ5100
Figura 19: Interfaz de usuario (GUI)
Figura 20: Flujo de tramas en el tiempo
Figura 21: Analizador de protocolos Wireshark
Figura 22: Diagrama funcional del Sistema de Desconexion de Carga del SEN
Figura 23: Esquema de actuacion en el marco del unifilar del SEN
Figura 24: Placa Arduino UNO R3
Figura 25: Tipos de memoria en la placa Arduino UNO R3
Figura 26: 16 Relay Module
Figura 27: Detalle de una trama GOOSE
Figura 28: Jerarqula de objetos
Figura 29: Tiempos de transmision de mensajes GOOSE
Figura 30: Representacion coma flotante de 32bits, IEEE 754
Figura 31: Pila de protocolos sobre el modelo de capas OSI
Figura 32: Monitor Serie
Figura 33: Estructura de una trama GOOSE
Figura 34: Detalle de Ethertype
Figura 35: Secuencia de datos del APDU
Figura 36: Esquema de conexion del prototipo TPR
Figura 37: Algoritmo de captura de tramas GOOSE
Figura 38: Interfaz de monitoreo para la simulacion
Figura 39: Comparacion de los datset en tramas GOOSE
Figura 40: Esquema general de montaje
Figura 41: Rafagas de tramas GOOSE
Figura 42: Activacion de la Llnea
Figura 43: Flujo de Tramas
Figura 44: Detalle de la Trama
Figura 45: Definicion del tiempo de transmision (tornado de IEC 61850-2)
Figura 46: Resultados de la Simulacion
Figura 47: Grafica de dispersion de la muestra
Figura 48: GUI herramienta de software PackETH
Figura 49: GUI herramienta de software PackETH
LISTADETABLAS
Tabla 1: Grupos de Nodos Logicos
Tabla 2: Especificaciones tecnicas placa Arduino UNO R3
Tabla 3: Estructura de una trama GOOSE
Tabla 4: Valores para Ethertype
Tabla 5: Tiempos de las rafagas de las tramas
Tabla 6: Tipo de mensaje y de las tramas
Tabla 7: Analisis de dispersion de la muestra
DEDICATORIA
A mis abuelos Eduardo Oestreicher y Hebe Garcia Oestreicher en honor a nuestra promesa.
A mi esposa e hijos, Natalia Medrano, Ailen y Nahuel Romero por su apoyo y tiempo incondicional.
AGRADECIMIENTOS
A mis padres, Diana Mirtha Oestreicher y Eduardo Abel Romero, que siempre confiaron en mi.
Amis hermanas: Ingrid y Astrid Romero.
A toda mi familia.
A los ingenieros de la familia que me dieron todo su apoyo: Mary Luz Alonso, Michele Vicario (Padre e hijo), Pilar Medrano, Rafael Arruebarrena, Sergio Medrano
Amis companeros de carrera, Jhonny Rinaldi, Gabriel Gil, Rafael Ortiz.
A mis tutores industrial y academico; Jose Luis Betancourt y Dan El Montoya.
Amis companeros de trabajo, por su lealtad incondicional.
Pablo Eduardo Romero
DISENO DE UN PROTOTIPO DE PROTECCION Y TELEPROTECCION DE LINEA DE TRANSMISION DE ULTRA ALTA TENSION BAJO EL ESTANDAR UNIVERSAL DE SUBESTACIONES ELECTRICAS IEC 61850
Prof. Guia: Ing. Tutor Industrial: Ing. .
Tesis. Caracas, UCV, Facultad de Ingenieria Electrica. Ingeniero Electricista. Opcion: Comunicaciones. Institution: Corpoelec, 2016, 98h.
Palabras Claves: Teleproteccion; IEC 61850; GOOSE.
Resumen. Se realiza el diseno de un prototipo de protection y teleproteccion de linea de transmision de ultra alta tension, siguiendo el estandar universal para subestaciones electricas especificado en la norma IEC 61850. Se simula su funcionamiento ubicandolo en la subestacion La Arenosa, a la espera de un codigo permisivo para desconexion de carga por contingencia en la linea a 765 kV, especificamente en el vinculo: San Geronimo - La Arenosa. Con la ocurrencia de un evento, los Dispositivos Electronicos Inteligentes (IED) ubicados en la subestacion San Geronimo, cuya funcion es sensar valores de corriente, tension y reactivos de la linea, notifican al servidor GOOSE que realice el envio de mensajes de alta prioridad al prototipo ubicado en la subestacion La Arenosa y este, a su vez, ejecute una desconexion selectiva de carga segun la information contenida en el mensaje. Todo el procedimiento no debe exceder el tiempo maximo exigido para la maniobra, tomando en cuenta los retardos de procesamiento de los IED involucrados, el medio de transmision, el retardo del prototipo y tiempo de apertura del rele. En el analisis de resultados se comprueban empiricamente los calculos obtenidos en la teoria, relativos al tiempo de transmision.
SIGLAS
- CORPOELEC: Corporacion ElectricaNacional, S. A.
- SEN:Sistema Electrico Nacional
- S/E : Subestacion
- SRG: Subestacion San Jeronimo
- ARE:Subestacion La Arenosa
ACRONIMOS
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INTRODUCCION
La Corporation Electrica Nacional (CORPOELEC) es una sociedad anonima del gobierno de la Republica Bolivariana de Venezuela adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energia Electrica. Constituida a partir de la fusion de catorce (14) empresas filiales con la entrada en vigencia del Decreto con rango, valor y fuerza de Ley N0 5.330 del dos (2) de mayo del ano 2007, la empresa se organiza para dar respuesta fundamentalmente a tres de sus procesos medulares: generation, transmision y distribution de la energia electrica en todo el territorio nacional.
El sesenta y cinco por ciento (65%) de la energia que se genera en Venezuela proviene del Complejo de Generation Hidroelectrica del Bajo Caroni ubicado en la region de Guayana, el cual esta compuesto por un sistema de cuatro represas, a saber: Simon Bolivar (Guri), Tocoma, Caruachi y Macagua. Actualmente, el complejo cuenta con una capacidad instalada de 10.000 MW y desde la region de Guayana se exporta al centro occidente del pais 6.300 MW a traves de un sistema troncal de transmision de ultra alta tension con niveles de 765/400/230 kV. Este sistema interconecta siete (7) subestaciones a lo largo del pais. De esta forma el Sistema Electrico Nacional (SEN) es un conjunto de sistemas interconectados, sincronizados a la frecuencia establecida en el complejo generador del bajo Caroni.
Las lineas de transmision de 765 kV usualmente estan expuestas a ciertos agentes del medio ambiente que pueden generar importantes perturbaciones en el transporte de la energia, como lo son las descargas atmosfericas, el contacto o cercania con la vegetation y animales, la contamination, los cambios de temperatura, entre otros. Por otra parte, el flujo de potencia fuera de los rangos permitidos puede ocasionar deformaciones fisicas en la llnea, como elongaciones, puntos calientes o degradation de partes y mecanismos de aislacion y sujecion. Por esto es importante la presencia de dispositivos que sean capaces de aislar las fallas y controlar la energia que se transporta, procurando no alterar la estabilidad del sistema interconectado nacional.
Los sistemas de protection y teleproteccion actualmente se comunican mediante enlaces de fibra optica, radio enlaces y sistemas de onda portadora (PLC, del ingles Power Line Carrier), proporcionando mecanismos confiables de protection en las lineas. Sin embargo, la falta de estandarizacion de protocolos y normas es un problema que dificulta la interoperabilidad y modernization de equipos de operation y supervision.
CORPOELEC desde el ano 2013, inicio el “Proyecto de Modernization del Sistema de Transmision a 765 kV”, proyectado a cinco (5) anos, que incluye la sustitucion de doscientos (200) transformadores de corriente, cinco (5) reactores, setenta (70) interruptores de potencia, trescientos (300) tableros de protecciones en las siete subestaciones de transmision, trece (13) lineas troncales y diez (10) lineas generadoras. Entre las mejoras que aportara el proyecto, se destaca la modernization de los sistemas de control que incorporaran un nuevo estandar universal que da respuesta a las limitaciones de integration expuestas anteriormente.
El estandar IEC 61850 es una norma que nace por la necesidad de interconectar equipos de distintos fabricantes en una subestacion o subestaciones remotas. El estandar apunta fundamentalmente a sustituir el mapeo de mas de cincuenta (50) protocolos existentes, muchos de los cuales son propietarios.
IEC 61850 es parte de la Comision Electrotecnica International (IEC). Su implementation debe realizarse sobre topologias de red redundantes y tolerantes a fallas, permitiendo configuraciones de doble estrella jerarquica, doble anillo o hibrida. El perfil de comunicaciones, segun aplique, puede ser como los descritos en el modelo OSI: TCP/IP, UDP o Ethernet introduciendo soporte para ACSI (Servicios abstractos de comunicaciones), los cuales deben ser mapeados mediante protocolos MMS (Messaging), aplicaciones cliente-servidor y valores analogicos muestreados SV (Samples Values) y de tipo GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event). Los mensaje de tipo GOOSE son utilizados para enviar informacion critica de estado entre los distintos IED (Dispositivo Electronico Inteligente) de la subestacion o IED remotos. Como el tiempo comunicacion debe establecerse en el orden de los milisegundos, los mensajes GOOSE se publican en multidifusion (Multicast) sin direccionamiento IP, moviendose solamente a traves de la primera y segunda capa del modelo OSI (capa fisica y de enlace) para ser capaces de ejecutar comandos y funciones en equipos de proteccion y teleproteccion en el minimo tiempo posible.
A pesar de la gran aceptacion de los fabricantes, la implementacion del estandar IEC 61850 se limita mayormente a la supervision y no a la operacion de equipos, pero a medida que los fabricantes masifican su soporte, IEC 61850 se consolida como estandar universal por sus potencialidades operativas.
El presente trabajo, busca demostrar con el diseno de un prototipo de bajo costo, la posibilidad de su implementacion operativa, simulando un contexto real de comunicacion entre las subestaciones del vinculo mas largo del sistema de transmision a 765 kV venezolano (San Geronimo - La Arenosa).
CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Las comunicaciones entre multiples IED (por ejemplo, la senalizacion e intercambio de information) tipicamente han sido realizadas mediante una combination de cableados rigidos entre dispositivos y comunicaciones seriales de baja velocidad. A menudo, la senalizacion se lograba conectando las salidas de un IED a las entradas de otro IED. Esta forma de interconexion es poco flexible y limitada en su alcance de control. Una logica de control sofisticado entre IED podria requerir un gran numero de interconexiones cableadas entre multiples IED, siendo muy poco practica su implementation.
Frecuentemente las comunicaciones seriales de baja velocidad son limitadas en un arreglo de comunicaciones tipo maestro/esclavo, donde las comunicaciones entre IED de tipo "punto a punto" son dificiles de realizar.
El problema de interconexion fisico y logico es una limitante que impide el la implementacion de nuevas tecnologias, haciendo que la transitoriedad hacia ellas sea muy lenta porque cada modernization trae cambios radicales.
La utilization de un estandar universal posibilita la interoperabilidad de los equipos y con esto un proceso de modernizacion progresivo y dinamico.
JUSTIFICACION
El sistema de transmision a 765 kV data de unos treinta anos y su modernization es indispensable, no solo para la ampliation de la capacidad de transmision de potencia, sino tambien para convertirse en un sistema mas flexible de cara a los avances tecnologicos.
La implementation de equipos que se comuniquen mediante la norma IEC 61850 producira una notable simplification de la arquitectura de datos de la subestacion, expandiendo las capacidades de supervision remota y comunicacion entre otras subestaciones.
Otra ventaja es la simplification de la topologia de red, reduciendo las complejas conexiones de cableado rigido entre equipos de diferentes fabricantes.
El diseno del prototipo que realiza la lectura de senales criticas especificadas en el estandar IEC 61850 y ejecuta funciones en otros equipos, pretende impulsar el uso de las potencialidades operativas del protocolo de comunicacion, buscando demostrar que es posible manipular tramas en la capa de enlace de red con un dispositivo programable de bajo costo.
OBJETIVOS
Objetivo general
Disenar un prototipo de proteccion y teleproteccion de linea de transmision de ultra alta tension bajo el estandar universal de subestaciones electricas IEC 61850 que se comunique en forma fiable con Dispositivos Electronicos Inteligentes (IED) remotos, mediante un enlace de fibra optica.
Objetivos especificos
1. Obtener los diagramas unifilares de dos subestaciones asociadas a la linea 765kV y modelarla segun su configuration en un archivo de metadatos acorde al SCD (Substation Configuration Description) de la norma IEC 61850.
2. Disenar el prototipo que permita analizar tramas Ethernet tipo GOOSE y SV sobre la capa fisica y de enlace del modelo OSI, permitiendo ejecutar comandos a los IED.
3. Programar en el prototipo una capa logica de control que escoja el esquema de proteccion segun la lectura de los mensajes GOOSE y SV.
4. Escoger un esquema especifico de proteccion real y cargarlo al prototipo.
5. Emular una arquitectura de red con fibra optica en un laboratorio de pruebas de CORPOELEC y realizar los estudios de respuesta del prototipo (tasa de bits de error, dominio de colision, tiempos de respuesta de las tramas y equipos).
6. Concluir si los resultados se encuentran sobre los parametros aceptables de confiabilidad y tiempo.
ANTECEDENTES
La busqueda de mayor confiabilidad y explotacion de las posibilidades que ofrece el estandar IEC 61850, llevaron a los principales fabricantes del mundo a dar soporte a los protocolos del estandar. Sin embargo, la referencia mas cercana a este trabajo proviene de la llnea de investigation abierta por el Dr. Steven Blair, de la Universidad de Strachclyde, Glasgow, Escocia, titulada Rapid-prototyping protection schemes with IEC 61850 m.
El trabajo del Prof. Blair consiste en un prototipo para el control de esquemas de protection sobre un microprocesador con arquitectura de 32 bits Raspberry Pi, y el desarrollo de unas librerlas que decodifican las tramas crlticas de information que especifica el estandar IEC 61850: Generic Object Oriented Substation Events (GOOSE) y Samples Values (SV). El prototipo es capaz de conectarse a una red LAN en una subestacion, validar su SCD (Substation Configuration Description file, un archivo que describe los nodos de los IED conectados en la subestacion) e intercambiar mensajes crlticos entre ellos.
La diferencia con el trabajo del Dr. Blair en el diseno del prototipo con el Atmega328 Arduino R3, es que la arquitectura de 8 bits imposibilita la utilization de las librerlas en 32 bits. Para leer las tramas Ethernet se le anade una tarjeta compatible de red (Ethernet Shield), la cual posee un chip Wiznet W5100 que permite el acceso a librerlas de control para el filtrado de las tramas GOOSE y SV del protocolo IEC 61850. De esta forma, es posible la realization de lecturas y proceso de comandos a otros IED de la red.
CAPITULO II GENERALIDADES Y ASPECTOS TEORICOS
2.1. Description general de la llnea troncal de transmision de 765 kV.
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El sistema troncal de transmision 765 kV, esta compuesto por siete (7) subestaciones. Comienza por las subestaciones Guri B y Malena ubicadas en el estado Bolivar. De la subestacion San Geronimo en Guarico se derivan tres vinculos que terminan en la subestaciones: SUR/OMZ, La Horqueta y La Arenosa, que a su vez se interconectan entre si y finalmente con la subestacion (S/E Yaracuy, como se muestra en la Figura 1.
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Figura 1: Mapa de Subestaciones a 765 kV
Sobre el vinculo Malena - San Geronimo se importan, hacia el centro del
pais 6.300 MW y la importacion hacia la region Centro Occidente es aproximadamente de2.700 MW.
En el diagrama unifilar de la Figura 2 se observa el comienzo de sistema de transmision troncal en la S/E Guri B que finaliza en la S/E Yaracuy con un recorrido total de 1.320 Km.
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2.1.1. Esquema general de una subestacion de ultra alta tension
Las subestaciones de ultra alta tension se caracterizan por manejar niveles de voltaje entre 230 kV y765 kV.
Entre los principales componentes se encuentran: Interruptores automaticos, seccionadores, conmutadores de puesta a tierra, transformadores de corriente (TC), transformadores de potencial o transformadores de voltaje capacitor, capacitores de acoplamiento, filtros de linea, pararayos y/o espinterometros, reactores de derivation, reactores limitadores de corriente, barras y aisladores de estacion, sistemas de puesta a tierra, capacitores en serie, capacitores en derivation entre otros.
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2.1.2. Sistema de protecciones
Las protecciones de los sistemas de potencia son componentes integrales que evitan la destruction de un conjunto de equipos o dispositivos interconectados en una tarea comun, por causa de una falla que podria iniciarse de manera simple y despues extenderse sin control en forma encadenada. El sistema de protecciones debe aislar la section donde se ha producido la falla buscando perturbar lo menos posible la red troncal de alta de tension.
Los reles son dispositivos que controlan el estado de un interruptor mediante
2.1.2.1. Sistemas de proteccion de lineas de transmision
a. Proteccion de sobrecorriente: Este rele opera en forma casi instantanea para un valor de corriente excesivo, indicando una falla en el aparato o circuito protegido. Su tiempo de operacion esta en el orden de 0,05 segundos (3 ciclos).
b. Proteccion de sobrecorriente con retraso de tiempo: Este es un rele con una caracteristica de tiempo definida e inversa, que opera cuando la corriente en el circuito excede un valor determinado, por lo general, a mayor corriente menor tiempo de la caracteristica inversa.
c. Proteccion de recierre para corriente alterna: Rele que funciona cuando el angulo de fase entre dos tensiones o corrientes o entre una tension y una corriente alcanza un valor determinado.
d. Proteccion de distancia: Los reles de distancia son dispositivos empleados para la proteccion de lineas de transmision de mediano y alto voltaje. Los reles de distancia tipo admitancia o similar de tres zonas, son para fallas entre fases y los reles de distancia tipo reactancia de tres zonas son para proteccion de fallas de una fase a tierra. Con facilidades para compensar el efecto de inductancia mutua. Se utiliza este tipo de proteccion, debido a que estos funcionan en base a la caracteristica de impedancia o reactancia de la linea y los demas parametros de las lineas de transmision que varian constantemente (voltaje, corriente, potencia, carga). Ademas son de alta velocidad, no cambian su caracteristica de funcionamiento con los cambios de generation y por su caracteristica direccional.
e. Protection de sobrecorriente direccional: Cuando la
coordination de las protecciones de sobrecorriente se hace complicada y en ocasiones imposible en lineas de transmision con fuente de alimentation en ambos extremos, se pueden emplear reles de sobrecorriente supervisadas por una unidad direccional. La direccionalidad simplifica el problema de selectividad y seguridad. Este rele se aplica a lineas como respaldo para proteger equipos de la subestacion, es otra forma de proteccion de respaldo de la propia linea. El rele direccional de sobrecorriente de tierra es alimentado por los secundarios de los transformadores de potencial instalados en el bus.
f. Proteccion piloto: Es el mejor tipo para la proteccion de lineas. Ademas, emplea un canal de comunicaciones en conjuncion con las protecciones para averiguar en el menor tiempo posible si una falla se encuentra en la linea protegida o fuera de ella.
g. Proteccion diferencial de linea: Se utiliza para proteccion, control y supervision de lineas y cables aereos en todo tipo de redes, se puede utilizar hasta en los niveles de tension mas altos. Es adecuado para proteccion de lineas con carga elevada y lineas con varias terminales en las que los requisitos de disparo sean de uno, dos y/o tres polos.
2.1.2.2. Sistemas de proteccion a interruptores
a. Arreglo mecanico para detectar discrepancia o discordancia de polos: Este tipo de arreglo actua en el momento en que algun polo del interruptor queda en una posicion distinta a los otros. En el caso de interruptores con disparo y recierre monopolar debera adicionarse ese tiempo de discordancia en el temporizador.
b. Proteccion contra falla del interruptor: La finalidad de esta proteccion es detectar la falla de apertura del interruptor al recibir la orden de disparo enviada por alguna proteccion. Para su operacion se requiere otra proteccion que envie la orden de disparo. Si al transcurrir cierto tiempo la proteccion no actua y hay presencia de corriente en la linea, el esquema sera activado.
2.1.3. Causas de funcionamiento anormal en los sistemas de potencia
El sistema de potencia puede ser afectado por muchas situaciones que produzcan una operacion fuera de las condiciones normales. Estas posibles causas pueden ser:
- Falla de los componentes del sistema
- Situaciones de caracter imprevisto (por ejemplo, tormentas)
- Errores de operacion. (manuales o automaticos) Estas situaciones provocan efectos muy variados en el sistema de potencia tales como:
- Mal servicio.
- Perdida de la estabilidad.
- Danos de los equipos.
CORPOELEC es la empresa encargada de corregir las situaciones anormales que se presentan en la operation del sistema. Las interrupciones del servicio y la variation de los parametros de la red (tension, corriente, fTecuencia, etc.) fuera de los limites permitidos, son consecuencia comun de una operation incorrecta, causando enormes inconvenientes tecnicos y economicos.
2.2. Description del estandar IEC 61850
La norma IEC 61850 surge con el objetivo de garantizar la interoperabilidad entre distintos equipos electronicos inteligentes (IED), que componen un sistema de automatization de una subestacion electrica.
Para lograr este objetivo el estandar desarrolla un modelo de datos que recoge toda la information que puede ser necesaria en un sistema de automatization de una instalacion electrica, de modo que todos los IED que cumplen con las especificaciones del estandar organicen su information segun el mismo modelo de datos. La interoperabilidad, sin embargo, no garantiza la intercambiabilidad, lo que significa que las funcionalidades para las que esta preparado cada dispositivo no estan estandarizadas.
2.2.1. Arquitectura de la subestacion
Los sistemas que se tratan en la IEC 61850 son sistemas de automatization de las
subestaciones electricas (SAS). Por esto, los diferentes elementos que se deben modelar para su control y supervision son los componentes tipicos que se pueden encontrar dentro de una subestacion, como: Seccionadores, interruptores, transformadores de corriente, tension y potencia. Una vez modelados estos elementos, es necesaria su separacion en distintos bloques electricos (bahias o bays), teniendo en cuenta que, por motivos de funcionalidad o fabricacion, los dispositivos pueden ser controlados de manera conjunta.
2.2.2. Niveles e Interfaces Logicas
Las limitaciones actuales de interoperabilidad y excesivo uso de cableado para interconectar equipos que no trabajan sobra la misma norma, son los problemas a vencer y el estandar IEC 61850 permite a los sistemas de automatizacion superar estas deficiencias.
Partiendo del modelo abstracto de informacion que se repite de manera generica en todas las subestaciones electricas, la norma separa este sistema en tres niveles jerarquicos, segun se muestra en la Figura 4:
1. Nivel de proceso (Process Level): Es el nivel correspondiente a los dispositivos electronicos (IED) que permiten el acceso a los equipos desde niveles superiores. Un ejemplo podria ser un PLC que controla y gestiona la informacion de un interruptor.
2. Nivel de bahia o bloque electrico (Bay Level): Este nivel se corresponde con los IED que se encargan de controlar y proteger a los elementos de un determinado bloque electrico. Un rele es un ejemplo de este tipo de dispositivos.
3. Nivel de subestacion (Station Level): Corresponde con el puesto de operation local de la subestacion, desde el que el operador puede supervisar y gobernar los distintos equipos. Como se puede ver en la Figura 4, puede tratarse o bien de una interfaz hombre-maquina (HMI) o de un puesto de trabajo remoto.
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Figura 4: Niveles SAS [4]
A la vez que se muestran los distintos niveles, tambien existen interfaces logicas entre los dispositivos del SAS. Varias de estas interfaces pueden estar implementadas en un unico conector fisico y en una unica LAN (Red de Area Local). De hecho, el estandar propone una configuration con dos buses que se repartirian las interfaces logicas presentes en el sistema de comunicacion:
1 Bus de subestacion: Alberga los intercambios de information que comunican los niveles de bahia y subestacion o nivel de subestacion con un puesto de control remoto.
2 Bus de proceso: Alberga las interfaces logicas correspondientes a la relation entre niveles de proceso y de bahia.
La disposition fisica de los buses depende de la division que se haya realizado previamente de los elementos de la subestacion en distintos bloques electricos.
2.2.3. Nodos logicos (LN) y funciones
- Nodos logicos: Son las unidades logicas basicas que componen una funcion que debe realizar el sistema, y se alojan en los IED. La norma estandariza las distintas clases de LN.
- Funciones: El sistema de automatization de la subestacion electrica debe llevar a cabo una serie de funciones de protection, control o supervision. La norma estandariza cual es la estructura que deben seguir las diferentes funciones de un SAS, las cuales deben estar compuestas por nodos logicos.
2.2.4. Modelojerarquizado de information
La norma IEC 61850 presenta un modelo de information jerarquizado para la representation de un SAS. En el, cada nodo logico contiene una serie de datos, los cuales se componen a su vez de atributos. De esta forma, se plantea una virtualization de la subestacion electrica; es decir, que todo lo que hay dentro de la subestacion se modelara mediante nodos logicos. Un ejemplo generico del modelo jerarquizado se puede observar en la Tabla 1.
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2.2.5. Clases genericas de datos
Los datos que componen los LN (nodos logicos) tienen a su vez distintos atributos asociados. El apartado 7-3 de la norma define las clases genericas de datos como estructuras para tipos de datos que comparten la organization y tipos de atributos, aunque tengan distinto significado.
2.2.6. Dispositivo Logico
El dispositivo logico LD (Logical Device) es un concepto necesario para completar el modelo de information del SAS, y se refiere a un elemento dejerarquia inmediatamente superior al nodo logico. Es decir, un IED albergara distintos LD, que a su vez contendran una serie de nodos logicos, tal como se muestra en la Figura 5.
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Figura 5: Modelo abstracto de SAS [5]
2.2.7. Modelo de Servicios Abstractos de Comunicacion (ACSI)
La norma define ASCI en terminos de un modelo de clase jerarquico de toda la informacion que puede ser accedida a traves de una red de comunicaciones y los servicios que operan sobre estas clases de parametros asociados con cada servicio.
2.2.8. Eventos Genericos de la Subestacion (GSE)
Es el servicio que permite la comunicacion de eventos genericos de la subestacion a varios dispositivos IED dentro del sistema, de manera simultanea, rapida y segura. Esta relacionado con acciones automaticas que requieran el intercambio de informacion con una importante restriccion temporal. Para poder proporcionar este servicio la norma establece dos bloques de control. El GoCB, que permite el envio de mensajes tipo GOOSE, basado en un mecanismo proveedor/suscriptor y el GsCB que permite el envio de mensajes GSSE de caracteristicas similares al GoCB pero con tratamiento de distinto tipo de informacion. La Figura 6 muestra como un switch realiza la priorizacion de mensajes tipo GOOSE.
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Figura 6: Priorizacion en la transmision de mensajes tipo GOOSE [6]
Este servicio permite la transmision de valores instantaneos de medidas analogicas, minimizando el tiempo que transcurre desde el muestreo hasta la recepcion del mensaje.
La Figura 7 muestra el tiempo de actuacion de los mensajes:
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Figura 7: Tiempos de actuacion de los mensajes [7]
SV: Tipo 4. Mensajes de muestreo de datos. Los mensajes de muestreo contienen informacion de los valores presentes en un tiempo determinado, por ejemplo, voltaje, corriente, impedancia, etc.
GOOSE: Tipo 1, 1A. Prioritarios, de alta velocidad. Contienen generalmente funciones con instrucciones de disparo, apertura, cierre, etc.
MMS: Tipo 2,3y5. Mensajes de mediana y baja velocidad con funciones de transferencia de archivos. La figura 8, muestra el desempeno de los mensajes en la pila de protocolos.
(Type x) is the Message type and performance class defined in IEC 61850-5
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Figura 8: Desempeno de los mensajes en lapila deprotocolos [8]
[...]
- Citation du texte
- Pablo Eduardo Romero Oestreicher (Auteur), 2016, Diseño de un prototipo de protección y teleprotección de línea de transmisión de ultra alta tensión bajo el estándar universal de subestaciones eléctricas IEC 61850, Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/338866
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