Comunicaciones y protocolos en la automatización de subestaciones

M.A GONZÁLEZ, Comunicaciones en sistemas de control y automatización de subestaciones

Resumen—. La automatización de subestaciones es punto crítico en la operación de las mismas y la integración de las mismas con los sistemas de control del sistema de potencia. Para esto es necesario la integración al sistema de potencia de las tecnologías de la información y comunicación y necesariamente la incorporación de dispositivos electrónicos inteligentes. Estos dispositivos son integrados entre sí a través de diversos medios de comunicación regidos por protocolos estándar, de manera que la comunicación entre los mismos sea universal y sobre todo sistemática. En este trabajo se presenta estas características relacionadas a las comunicaciones entre equipamiento de control en las subestaciones, orientados a las normas y protocolos de mayor uso en el diseño, control y operación de subestaciones de energía eléctrica

Index Terms— Comunicación, protocolos, IEC 68150, operación de subestaciones, sistemas SCADA, arquitectura de control.

I. INTRODUCCIÓN

AS subestaciones son un componente clave dentro de los sistemas de potencia, facilitando la eficiente transmisión

y distribución de la energía eléctrica. Juegan un papel vital relacionado al monitoreo y control del flujo de potencia y como enlace principal entre las estaciones de generación, líneas de transmisión y redes de distribución. Los sistemas de automatización de subestaciones hacen posible el control y monitoreo en tiempo real, a la vez que ayudan a maximizar la disponibilidad, eficiencia, confiabilidad, seguridad e integración sistemática de la información. La automatización moderna de subestación, asegura un alto grado de interoperabilidad, que está definida como la habilidad de dos o más sistemas o componentes para intercambiar información y utilizar la información intercambiada (IEEE).

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Los sistemas de automatización de subestaciones (SAS), son comúnmente usados para controlar, proteger y monitorear una subestación. Con el avance tecnológico de equipamiento electrónico inteligente y tecnologías de la información y comunicación, la manera de controlar la manera de controlar y operar las subestaciones ha cambiado. Con el avenimiento de los sistemas de automatización de subestaciones (SAS) basados en software, conectados a través de enlaces seriales en lugar de conexión rígida con conductor de cobre, se convirtieron gradualmente en norma antes que en excepción. Después de una amplia y satisfactoria aceptación, los sistemas fueron diseñados usando las soluciones de comunicación

propias de cada fabricante o en algunos casos, estándares de comunicación como el DNP3. Estas soluciones hicieron que la interoperabilidad entre equipos de diferentes fabricantes, incluso entre equipos de diferentes versiones del mismo fabricante, una pesadilla de la ingeniería que solo puso ser mitigada por costas conversiones de protocolo o reingeniería.

Fig. 1. Evolución histórica de la automatización de subestaciones [3].

Tomó más de 20 años, antes de que proveedores internacionales y empresas públicas a nivel internacional, exigieran una solución al problema de la comunicación en las subestaciones e interoperabilidad de equipos. Esta solución fue posible al crear normas estándar internacionales tanto para el diseño de los equipos como para la automatización de subestaciones. En la actualidad el protocolo más usado es el planteado en la norma IEC-61850: Communication networks and systems in substations. En la actualidad los equipos de control, protección y monitorio de las subestaciones tienen integrado varios protocolos de comunicación para asegurar la interoperabilidad de los sistemas.

II.ESTRUCTURA DE LA AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES

La automatización de subestaciones, debe ser diseñada y manejada cuatro niveles diferentes, ordenados de manera jerárquica, para lograr un control, monitoreo y enlace sistemático y eficiente. Los niveles de una subestación moderna son [1] [2]:

-Nivel 0: Equipos de patio.-Nivel 1: Nivel de Bahía-Nivel 2: Nivel de estación – Computadora IHM.-Nivel 3: Nivel de red – SCADA.

Comunicaciones en sistemas de control y automatización de subestaciones

Mario González Carranza

Operación de Subestaciones

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A. Nivel 0: Equipos de patio.

El nivel 0 está comprendido por los equipos que constituyen el sistema de potencia y comprende:

Conexiones de cableado físico hacia el equipo primario.

Interruptores auxiliares que indican el estado de los dispositivos de interrupción (disyuntores, seccionadores).

Relés de control con bobinas asociadas para transferir comandos en operaciones de interrupción mecánica o IEDs.

Conexión de transformadores de corriente o de potencial convencionales, o electro-ópticos para mediciones de voltaje y corriente.

Sensores para medición de magnitudes no eléctricas, como densidad y presión de gas, presión de aceite, temperatura, etc., que proveen al sistema de automatización señales eléctricas o mensajes seriales para su procesamiento.

Fig. 2. Niveles de automatización de una subestación [2].

B. Nivel de Bahía

Este es el primer nivel ubicado dentro de la sala de control. En este nivel se puede comandar los equipos de patio a través de equipos electrónicos inteligentes (IED), los tienen incorporados una interfaz humano-máquina (HMI) simple. También está constituido por equipos de control especializado como las unidades controladores de bahía (BCU), otros dispositivos digitales de protección y dispositivos de monitoreo.

C.Nivel de Estación

Permite el control, operación y monitoreo de la subestación a través de un equipo computarizado ubicado en dentro de la sala de control, el que cuenta con una interfaz gráfica generalmente orientada a objetos.

Fig. 4. Interacción del nivel de bahía con el nivel de estación (HMI) [2].

D.Nivel de Red

Este nivel es el encargado de la integración de la subestación al sistema SCADA (por sus siglas en ingles Supervisory Control and Data Adquisition) y con los sistemas de control teledirigidos y monitoreo a distancia.

Fig. 5. Interfaz gráfica del SISTEMA SCADA de una subestación.

III. PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN

El protocolo de comunicación entre dispositivos electrónicos inteligentes, es básicamente la estructura y el lenguaje estándar en la que se comunican los mismos, sin importar el fabricante o la versión de los equipos. La estandarización de estos lenguajes y procedimientos de comunicación para todos los equipos independiente del fabricante, aseguran, como se mencionó anteriormente, la interoperabilidad y por ende facilita la operación y monitoreo de las subestaciones.

Existen varios protocolos estándar, entre ellos los más utilizados: DNP3, IEC 60870, UCA e IEC 61850.

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Actualmente el protocolo IEC 61850 es el de mayor uso, tanto para el diseño de IEDs como para el diseño de la estructura de la automatización de las subestaciones.

A. DNP3

Es un protocolo que permite interoperabilidad abierta entre los instrumentos de diferentes niveles funcionales de la S/E. El DPN3 utiliza principalmente comunicaciones maestro – esclavo, es robusto, flexible, exige una baja cantidad de pruebas para mantenimiento y entrenamiento, presenta una fácil expansión del sistema y se acopla rápidamente a cambios tecnológicos [4].

Fig. 6. Esquema básico de la arquitectura de comunicación DNP3. [5].

B. IEC 61850

La IEC 61850 es un estándar internacional para la automatización de subestaciones eléctricas que rápida y significativamente ha mejorado el diseño y construcción de subestaciones inteligentes. Las redes Ethernet/LAN son el medio físico principal de la automatización de subestaciones de energía mediante este protocolo, lo que significa equipos de diferentes campos deben estar conectados a la red Ethernet. Al ser usada como un protocolo de comunicación unificado en automatización de subestaciones, la IEC 61850 provee beneficios que ayudan a los diseñadores de sistemas de automatización a construir un completo, sistema de comunicaciones basados en redes Ethernet [6].

Fig. 7. Esquema básico de la arquitectura de comunicación según protocolo IEC 61850. [6].

El estándar IEC 61850, define una metodología consistente para la interconexión e interoperabilidad de dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs), usando modelos de datos predefinidos y servicios de comunicación mapeados sobre las principales tecnologías de comunicación tales redes de área local (LAN) basadas en Ethernet. La naturaleza abierta del estándar IEC 61850 asegura la interoperabilidad entre dispositivos, lo cual representa el principal conductor para la implementación de dicho intercambio de comunicaciones en redes inteligentes.

Fig. 8. Comunicación vertical y horizontal utilizando el estandar IEC 61850 [4].

Los dispositivos IED habilitados con el protocolo IEC 61850 obtienen datos de la condición del sistema de potencia a través de un bus de procesos y unidades de combinación. Los IED se comunican entre ellos usando los buses de comunicación en la subestación, como se muestra en la figura 7. El protocolo está diseñado específicamente para redes de área local (LAN) para reducir el costo del ciclo de vida de usar un dispositivo (costo de instalación, configuración y mantenimiento). El estándar IEC 61850 es una aproximación real para la automatización orientada a objetos. Soporta modelos de dispositivos estandarizados usando nombres en lugar de números e índices de objeto/registro.

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El uso del protocolo de comunicación IEC 61850, asegura una ágil comunicación vertical y horizontal (figura 8), es decir, entre equipos del mismo nivel y dispositivos de niveles superiores e inferiores y además permite la comunicación e interoperabilidad al enlazar los sistemas de comunicación entre dos subestaciones o una subestación con sistemas de control remoto. En la figura 8, se puede observar gráficamente el principio básico de la comunicación entre dos subestaciones utilizando el protocolo IEC 61850.

Fig. 9. Principios de comunicación entre subestaciones utilizando el protocolo IEC 61850 [3].

C.Lenguaje de configuración de Subestación (SCL)

Uno de los grandes logros del estándar IEC 61850 y uno de las cosas que lo diferencia de los otros estándares de comunicación, es la introducción de un lenguaje de configuración de subestación (SCL por sus siglas en inglés Substation Configuration Language). El SCL hace posible crear archivos que son usados para el intercambio de la información de configuración (por ejemplo modelos de objetos estandarizados y configuraciones del flujo de datos de dispositivos del sistema) entre herramientas de ingeniería. Varios tipos de archivo han sido definidos en el estándar IEC 61850, y el contenido de cada tipo depende particularmente de la función creada para cada herramienta específica (por ejemplo herramienta de configuración del sistema o herramienta de configuración del dispositivo).

El archivo de descripción de configuración del sistema SCD (por sus siglas en inglés System Configuration Description) es uno de esos tipos de archivo, y esta definido como el documento maestro de un sistema de automatización de subestación completo.

Fig. 10. Ejemplo de uso del archivo SCD para el registro de eventos en una subestación [7].

IV. CONCLUSIONES

1. La automatización de subestaciones permite incrementar la confiabilidad y la flexibilidad de operación de las subestaciones, ya que establece una comunicación eficiente y sistemática entre todos los equipos que conforman la subestación.

2. Los sistemas de automatización de subestaciones, facilitan el manejo correcto de la información de estado y operación de la subestación, con lo que se tiene una gran ventaja para el análisis a corto y largo plazo.

3. Permite la introducción de varias aplicaciones nuevas como la WAP (Wide Area Protection), que permite tomar acciones correctivas con una velocidad de respuesta rápida frente a fenómenos que pueden causar, por ejemplo, colapsos en el sistema.

4. Mejora el tiempo de respuesta de los sistemas de control y protección, por cuanto la velocidad de transferencia de

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información y comandos es mayor al usar tecnologías de información con mayor eficiencia que la transmisión de señales eléctricas por conductor de cobre.

5. Permite el diseño óptimo de esquemas de rechazo de carga para problemas de baja frecuencia, por la rápida respuesta de los equipos IED modernos.

6. La implementación de IED, permite mejorar los esquemas de protección, tanto por funcionalidades más precisas y diversas, así como también una reducción significativa en el espacio requerido en comparación a relés electromecánicos.

7. Los sistemas de automatización hacen posible el monitoreo y control por sistemas de adquisición de datos muy útiles como los sistemas SCADA.

8. El uso de protocolos de comunicación hace posible la interoperabilidad de los equipos, facilitando el enlace entre todos los equipos de la subestación independientemente de su función específica o del fabricante.

9. El uso de protocolos de comunicación eficientes, facilita la ingeniería tanto en la fase de diseño y construcción, así como en el control y ampliación de los sistemas de control en la subestación.

10. Es importante que los equipos y el sistema en general sean configurados mediante protocolos que están preparados para soportar el rápido avance de la tecnología, de manera que se aproveche el ciclo de vida de los dispositivos de control, protección y monitoreo.

REFERENCIAS

[1] KLAUS-PETER, LOHMANN VOLKER, WOLFGANF WIMMER, “Substation Automation Handbook”, Germany, 2003.

[2] I. De MESMAEKER, C. RYTOFT, P. Reinhardt, “Protection and substation automation systems: Standardization, integration and information technologies”, IEEE PES PowerAfrica 2007 Conference and Exposition, Johannesburg, South Africa, 2007.

[3] P. LEUPP, C. RYTFT, “Special Report IEC: 61850”, ABB review, The corporate technical journal.

[4] PEÑAHERRERA, Juan, “Automatización de subestaciones e integración al Sistema SCADA”, Proyecto previo a la obtención de título de Ingeniero Eléctrico, Escuela Politécnica Nacional, Quito, 2007.

[5] A DNP3 Protocol Primer, A basic technical overview of the protocol. www.dnp.org.

[6] P. PRUTHVI, H.B Bhuvaneswari, L. Sudheendran, “Analysis of Utility Communication Protocol IEC 64850 for Substation Automation System”, IEEE Transactions.

[7] D. Ishchenko, “Automated Event Management in IEC 61850 Subsations”, IEEE Transacitions.

[8] John D. McDonald, “Electric Power Substation Engineering”, CRC Press, Boca Raton, USA, 2001.

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