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PROA S.A.

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Integración de IEC 61850 en sistemas de automatización, control y protección de centrales eléctricas.

Los fundamentos de IEC 61850

IEC 61850 es mucho más que un protocolo. El alcance general de la norma está diseñado para soportar la comunicación de todas las funciones que se realizan en una subestación. Su objetivo principal es la interoperabilidad y esta es la capacidad de los IED de uno o más fabricantes para intercambiar información y utilizar la información para sus propias funciones.

Proporcionar transferencia de datos es normalmente un procedimiento de una sola vía con datos que fluyen desde un remitente simple a un receptor altamente sofisticado, que interpreta datos complejos. Este es muy a menudo un ser humano que puede leer y comprender los datos con la ayuda de un fondo completo.

Un ejemplo es la comunicación maestro-esclavo comúnmente utilizada en el pasado, como la interfaz de información de los dispositivos de protección según IEC 60870-5-103 .

La interoperabilidad provista por IEC 61850 es mucho más que una simple transferencia de datos , pero permite el intercambio de información entre dos o más dispositivos de inteligencia similar.

Subestación eléctrica / Protección / Automatización de subestaciones

El receptor debe comprender no solo la estructura de los datos (sintaxis), sino también su significado; Es decir, la semántica basada en los atributos de datos recibidos en una comunicación.La interoperabilidad no significa intercambiabilidad, pero es un requisito previo para ello. La intercambiabilidad sin afectar el comportamiento del sistema requeriría dispositivos con funcionalidad idéntica. Esto implicaría la estandarización de funciones, que está fuera del alcance de IEC 61850, ya que dificultaría un mayor desarrollo de funciones para la automatización de subestaciones.

El estándar separa la funcionalidad representada por el modelo de datos y los servicios de comunicación relacionados de la implementación de la comunicación (pila).

Esto hace que el estándar esté orientado hacia el futuro, teniendo en cuenta que el desarrollo de la tecnología de comunicaciones se está moviendo más rápido que el desarrollo de la funcionalidad en el campo de la automatización de subestaciones, incluida la protección .

El modelo de datos de la norma es orientado a objetos, agrupando los datos en los conjuntos más pequeños posibles, refiriéndose a las funciones más pequeñas posibles que se implementarán de forma independiente.

Figura 1 - Modelado IEC 61850 de hardware y funciones
Figura 1 – Modelado IEC 61850 de hardware y funciones

Estos grupos de datos o funciones más pequeños posibles se denominan Nodos lógicos (LN) . Los nodos lógicos y todos los datos y atributos contenidos se nombran de acuerdo con una semántica estandarizada, que es obligatoria. El modelo de datos utiliza una terminología familiar para cualquier ingeniero de sistemas eléctricos.

Además, esta parte contiene un modelo de dispositivo, que describe la asignación de funciones, así como las propiedades de cada dispositivo físico. Las reglas claras facilitan las extensiones en las aplicaciones.

Se facilita la integración de equipos de terceros y el uso de un lenguaje común (SCL) evita las ambigüedades. Cada IED compatible con IEC 61850 puede configurarse utilizando su herramienta dedicada.Sin embargo, todas estas herramientas de IED deben cumplir con la norma IEC 61850. Esto significa que la lectura, el manejo y la escritura de los archivos de configuración deben estar de acuerdo con el Lenguaje de descripción de configuración de subestaciones (SCL) de IEC 61850 en lo que respecta al modelo de datos estandarizado. , el acceso a los datos (servicios) y todas las conexiones de comunicación.

Esto permite que un integrador de sistemas use datos comprensibles de todos los dispositivos (independientemente del proveedor) para construir un sistema completo y asegurar la consistencia de los datos.

Figura 2 – Lenguaje de descripción de configuración de subestación (SCL) que describe todos los aspectos del sistema eléctrico

La información de acuerdo con SCL puede almacenarse junto con la documentación del sistema y reutilizarse en cualquier situación de mantenimiento, así como en el caso de herramientas en evolución o cambios en las responsabilidades de mantenimiento del sistema, si el sistema cumple con la norma IEC 61850.

Los datos de ingeniería almacenados como archivos SCL se pueden reutilizar, por ejemplo, en caso de extensiones (bahías adicionales) o renovación.Los procedimientos de comunicación están descritos por el modelo ISO / OSI de siete capas, llamado pila . La pila seleccionada es MMS (Especificación de mensaje de fabricación) sobre TCP / IP y Ethernet, tal como se utiliza en la tecnología de comunicación general. Es el uso de medios convencionales que permite beneficiarse de la tecnología de comunicación de rápido avance.

Se consideran los requisitos de rendimiento y seguridad dedicados a la automatización de subestaciones.

El modelo de datos y la pila de comunicación están vinculados mediante un mapeo estandarizado, que es el único elemento que se debe adaptar en caso de que se implementen cambios en la tecnología de comunicación. Esto no tiene impacto en las funciones y bases de datos en el sistema.

Figura 3 – Modelo de comunicación IEC 61850

El control y monitoreo de la estación son las tareas básicas de un sistema de automatización de subestaciones. Esto comprende:

  1. Funcionamiento local del equipo de conmutación y otros equipos de media / alta tensión
  2. Adquisición de información de aparamenta y medidas del sistema eléctrico.
  3. Manejo de eventos y alarmas.

Esta aplicación está relacionada con el funcionamiento humano de la estación. La comunicación de datos para esta aplicación se dirige verticalmente; es decir, desde el nivel de control de la estación hasta el nivel de la bahía (comandos de cualquier tipo desde el lugar de los operadores) o inverso (indicaciones binarias como la posición de los interruptores o aisladores, los valores medidos de los transformadores del instrumento y otros sensores, eventos, alarmas).

Esta comunicación vertical (bay – station) se basa en un concepto cliente-servidor que utiliza los servicios de informes, comando y transferencia de archivos.

Impacto de IEC 61850 en la estructura del sistema de control.

La introducción de IEC 61850 para la integración de sistemas eléctricos conduce a estructuras de sistema simplificadas. El bus de estación IEC 61850 basado en Ethernet reemplaza el cableado cableado y en serie para la comunicación de procesos. Además del proceso de comunicación, Ethernet permite la sincronización de tiempo, la transferencia de archivos y el acceso a herramientas de ingeniería en un cable físico.

La Figura 4 y la Figura 5 muestran dos pasos posibles para introducir IEC 61850 .La Figura 4 representa una configuración que reemplaza los protocolos seriales por IEC 61850 para la comunicación vertical ; Es decir, para la comunicación entre dispositivos electrónicos y el sistema de control.

La comunicación entre dispositivos electrónicos (comunicación horizontal) permanece cableada.

Figura 4 – Sistema integrado basado en la comunicación vertical IEC 61850

IEC 61850 está diseñado para soportar la comunicación horizontal . En ese caso, el cableado entre dispositivos electrónicos (por ejemplo, para interbloqueo) y la comunicación entre dispositivos electrónicos y los controladores de automatización de procesos (por ejemplo, control de turbina) como se muestra en la Figura 5 también están basados ​​en Ethernet.

Figura 5 – Sistema integrado basado en la comunicación vertical y horizontal IEC 61850

Ejemplo: protección del generador utilizando el REG670 de ABB

Los modernos sistemas de protección de transformadores generadores y generadores basados ​​en IEC 61850 ofrecen simplificación, conectividad y armonización hacia una integración parcial o total con el sistema de control y automatización de la planta de energía.IEC 61850 no define el contenido de un algoritmo para proteger un generador, motor o transformador, pero la implementación muy profunda del modelo IEC 61850 en la arquitectura del dispositivo brinda los mejores beneficios para el usuario . Esto no solo se refiere a la comunicación, sino también a la coherencia de los datos en toda la central eléctrica.

Cuando se trata de la implementación nativa del modelo IEC 61850, ABB tiene el IED 670, que es una plataforma de control y protección totalmente diseñada para IEC 61850 .

El REG 670 como parte de esta plataforma ya tiene los ingredientes para brindar un soporte perfecto para los servicios de ingeniería, configuración, prueba y puesta en servicio de IEC 61850.

Figura 6 – Relé de protección del generador ABB IED REG670

En hardware con tecnología Ethernet, está listo para proporcionar enlaces de comunicación únicos, independientes o redundantes para diversos propósitos. Todos los datos desde la configuración al proceso y los datos de perturbaciones se transferirán y presentarán de acuerdo con las definiciones / atributos del nodo lógico IEC 61850.

El administrador de herramientas ABB PCM 600 IED es compatible con el usuario, no solo con fines de configuración e ingeniería, sino que también proporciona funciones de prueba y monitoreo.Por ejemplo, el REG 670 ya incorpora las definiciones IEC 61850 en la documentación del usuario, como muestra el siguiente ejemplo de un paquete preconfigurado. Dicha configuración está destinada a ser utilizada para aplicaciones de almacenamiento de hidro, gas y bomba .

Para aplicaciones más grandes, la protección del transformador se puede mover a un RET 670 como se muestra en la Figura 7 a continuación.

Un REG 670 como principal 1 y otro como principal protección 2 ya protegen el bloque generador completo, incluido el transformador del generador. Ya tiene una interfaz IEC 61850 incorporada al sistema de control de la planta.

Se puede acceder a todos los datos necesarios, como eventos, alarmas, información analógica y datos de perturbaciones en formato Comtrade en el Sistema 800xA (consulte la Figura 8).

Figura 7: paquete predefinido REG 670 para aplicaciones de almacenamiento de hidro, gas y bomba

Para la visualización y el monitoreo de los datos del REG 670, todas las capacidades de visualización del Sistema 800xA, tales como gráficos de configuración libre, placas frontales, alarmas y listas de eventos están disponibles.

Además, los datos se pueden almacenar en la base de datos del historial del Sistema 800xA para su posterior análisis.

Figura 8: El sistema 800xA de ABB, la interfaz de sistema más intuitiva de la industria, proporciona un método consistente para acceder a datos de toda la empresa y para interactuar con múltiples aplicaciones desde cualquier estación de trabajo conectada en la planta u oficina.

La Figura 9 muestra la integración de la protección de la unidad al Sistema 800xA . Los sistemas de protección constan de dos canales autónomos. Los enlaces IEC 61850 basados ​​en Ethernet conectan los IED a la red de control 800xA y al servidor System 800xA.

Un dispositivo de enrutamiento separa la red de control del sistema 800xA y el bus de estación IEC 61850 para una operación de guardado.

Figura 9 – Integración de RET 670 y REG 670 al sistema 800xA de ABB

La integración vertical constante desde el IED hasta el nivel de sistema empresarial permite la implementación de estrategias de mantenimiento rentables.

La información relevante de mantenimiento generada por el autodiagnóstico RET 670 / REG 670 puede transformarse automáticamente en un mensaje de mantenimiento y transferirse al CMMS (sistema de gestión de mantenimiento).

Integración de sistema de subestaciones digitales

El hardware es tan útil como el software utilizado para administrarlo. La gama de herramientas de software de ABB ofrece una facilidad de uso y utilidad sin igual para hacer que la implementación, operación y mantenimiento de los sistemas de protección sea lo más simple y seguro posible.

Fuentes: Control de la central eléctrica del futuro : integración de la automatización de procesos y subestaciones en un solo sistema de ABB Electrical Engineering Portal.

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