Estudo do Protocolo IEC 61850 e seu
Uso em Redes de Comunicação de
Subestações de Energia
Orientador: Prof. Dr. Galdenoro Botura
Orientado: Thiago Gonçalves Renda R.A. 310395
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AGRADECIMENTOS
Antes de qualquer agradecimento especial e solene, um agradecimento maior e mais
intenso a Deus, por tudo. Um muito obrigado com um grande carinho a meus pais, Agnaldo e
Patrícia que encararam sempre sem questionar o desafio de me formar e me apoiar.
Agradecimento sincero e eterno ao meu avô David e em especial a minha avó, Vilma, pois
sempre pude contar com ela nos momentos mais difíceis da minha formação e sem ela, eu não
teria tido estrutura para continuar. Obrigado a minha madrinha, Magda, a minha irmã Thaís, a
minha avó Nilce e ao meu tão estimado amigo João Flávio Reis Negreti, por terem me
apoiado nos momentos em que eu enfrentei os mais ríspidos momentos ao longo de minha
formação.
Um agradecimento especial deve ser dirigido aos amigos e colegas de trabalho
Marcelo Pimenta e Cesar Guerreiro, ao Professor Orientador Prof. Dr. Galdenoro Botura, que
antes de mais nada, promoveu o crescimento desta instituição pela qual estou sendo formado,
zelou pelos interesses e necessidades da família Unesp Sorocaba por todo o tempo ao qual
esteve a frente da coordenação executiva da mesma instituição.
Finalmente, um agradecimento grandioso a Siemens por me autorizar a utilizar seus
equipamentos e por promover um aprendizado consistente e duradouro sobre sistemas de
automação para energia elétrica, além de uma ampliação nos meus conhecimentos sobre
redes, servidores e sistemas informatizados. Desta outra família o meu muito obrigado ao sr.
Gustavo Schio, por todo o acompanhamento, monitoramento e ensinamentos preciosos
fornecidos por todo este ano de 2008, ao sr. Claus Zischler, pelo seu apoio e transmissão de
experiência e orientação ao longo dos projetos e ao sr. Alejandro Meyer por ter me permitido
entrar para a família Siemens neste ano de 2008.
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“Quando Deus quer, não tem quem
não queira.”
(Ayrton Senna)
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Principais Símbolos e Variáveis LT – Linha de transmissão
UTR`s - Unidades Terminais Remotas
RDP’s - Registradores Digitais de Perturbação
CMC256 - Modelo da mala de injeção de tensões e correntes Omicron
LN`s - Nós Lógicos
IED - Dispositivo Eletrônico Inteligente
MU - Merging Units
TC’s - Transformadores de corrente
TP’s - Transformadores de tensão
VLAN`s - Virtual LAN`s
IEC - International Electrotechnical Comision
SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition
EMS - Energy Management Systems
UCA - Utility Communications Architecture
EPRI - Electric Power Research Institute
GPS - Global Positioning System
GOOSE - Generic Object Oriented Substation Event
SCL - Substation Configuration Language
CDC - Commom Data Classes
MMS - Manufacturing Messaging Specification
MSV - Sample Measured Values
SPS - Single Point Status
ASCI - Abstract Communication Service Interface
SV - Sampled Values
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Índice de Capítulos
1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS 8
1.1. Introdução 8
1.2. Objetivos 11
2. ESTRUTURA DE UMA SUBESTAÇÃO DE ENERGIA 13
2.1. Conceitos Básicos 13 2.1.1. IED – Intelligent Eletronic Device 15 2.1.2. Topologia 16
3. REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA 18
3.1. Introdução 18
3.2. Redes Ontem, Hoje e Amanha 20 3.2.1. Ontem 20 3.2.2. Hoje 21 3.2.3. Amanha 22
4. PROTOCOLO IEC61850 24
4.1. Mapeamento para protocolos reais 29
4.2. GOOSE e SV 31
4.3. IEC61850 – Benefícios 41
5. METODOLOGIA 43
5.1. Introdução 43
5.2. Testes 46 5.2.1. Teste 1 46 5.2.2. Teste 2 48
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6. RESULTADOS 50
6.1. Teste 1 50
6.2. Teste 2 54
7. CONCLUSÃO 57
8. BIBLIOGRAFIA 58
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Índice de Figuras Figura 1 – Diagrama Unifilar do nível de tensão de 500 kV de uma subestação de energia ................................ 15 Figura 2 - Relé digital de proteção. ........................................................................................................................ 15 Figura 3 - Topologia dos equipamentos em uma subestação ................................................................................. 16 Figura 4 – Arquitetura de comunicação em uma subestação ................................................................................ 20 Figura 5 - Arquitetura de comunicação em uma subestação com o protocolo IEC 61850 ................................... 22 Figura 6 - Arquitetura de comunicação em uma subestação com o protocolo IEC 61850 sendo utilizado para
comunicação entre todos os níveis. ........................................................................................................................ 23 Figura 7 - Diagrama do modelo de dados da norma IEC 61850 para um disjuntor. ............................................ 27 Figura 8 - Envio de mensagem GOOSE Multicast. ................................................................................................ 32 Figura 9 – Mecanismo de Repetição de Mensagens GOOSE. ............................................................................... 33 Figura 10 – Priorização das mensagem GOOSE. .................................................................................................. 36 Figura 11 – Redes Virtuais (VLAN`s). .................................................................................................................... 36 Figura 12 – Representação de Arquitetura em Cascata. ....................................................................................... 37 Figura 13 – Representação de Arquitetura em Estrela. ......................................................................................... 38 Figura 14 – Representação de Arquitetura em Anel .............................................................................................. 39 Figura 15 – Representação de Arquitetura em Estrela com Redundância. ........................................................... 40 Figura 16 – Representação de Arqutetura Hibrida. ............................................................................................... 41 Figura 17 – Diagrama Unifilar de parte de uma subestação. ............................................................................... 43 Figura 18 - Definição de tempo de envio de uma mensagem GOOSE. .................................................................. 45 Figura 19 - Diagrama de tempos para envio de mensagens GOOSE. ................................................................... 45 Figura 20 – Esquema de Ligação para o teste das mensagens GOOSE sem utilização de binárias. ................... 47 Figura 21 – Esquema de Ligação para o teste de seletividade através de binárias de entrada e saída. ............... 48 Figura 22 - Log constatando o envio de informações GOOSE associada à tecla F1. ........................................... 51 Figura 23 - Log para constatar a recepção da informação GOOSE. .................................................................... 51 Figura 24 - ETHEREAL, indica o momento em que a mensagem está pronta para formar o quadro ethernet
conforme a norma, após tpa (processamento interno da CPU de proteção). ........................................................ 52 Figura 25 - Log para constatação do tempo em que a saída foi atuada. ............................................................... 53 Figura 26 - Log para constatação do tempo em que o relé de destino reconheceu o bloqueio. ............................ 53 Figura 27 - Log para constatar o envio da informação de GOOSE associada ao pick-up do relé de envio. ........ 54 Figura 28 - Log para constatar a recepção da informação GOOSE associada ao pick-up do relé de envio e
bloqueio da função no relé de recepção. ................................................................................................................ 55 Figura 29 - ETHEREAL, indica o momento em que a mensagem está pronta para formar o quadro ethernet
conforme a norma, após tpa (processamento interno da CPU de proteção). ........................................................ 55 Figura 30 – Log para constatação do tempo em que a saída foi atuada. .............................................................. 56 Figura 31 - Log para constatação do tempo em que o relé de destino reconheceu o bloqueio. ............................ 56
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Índice de Tabelas Tabela 1 - Estrutura da norma IEC 61850 ............................................................................................................. 24
Tabela 2 - Estrutura do nó lógico do disjuntor (XCBR) ......................................................................................... 26
Tabela 3 - Estrutura da classe de dados comuns, SPS (Single Point Status). ........................................................ 28
Tabela 4 - Mapeamento de objetos de dados de IEC 61850 para MMS. ............................................................... 30
Tabela 5 - Mapeamento de serviços de IC 61850 para MMS. ............................................................................... 31Tabela 6 – Estrutura da Mensagem GOOSE. ......................................................................................................... 34
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1. Considerações Iniciais
1.1. Introdução
O constante aumento da demanda de geração e transmissão de energia elétrica tem
levado os sistemas de potência a operarem cada vez mais próximos de seus limites. Desta
forma, qualquer falha em equipamentos que integram os sistemas, tais como geradores,
transformadores e linhas de transmissão, pode resultar em risco à integridade do sistema
elétrico como um todo. Na tentativa de reduzir a quantidade e duração destas falhas foram
desenvolvidas ferramentas de apoio à manutenção e operação dos sistemas de potência. Estas
ferramentas utilizam dados fornecidos por equipamentos de monitoramento e proteção,
instalados nas usinas geradoras e nas subestações de transmissão e distribuição de energia
elétrica.
A ocorrência de distúrbios nos sistemas de potência é inevitável e pode ser provocada
por uma variedade de situações, tais como: condições atmosféricas adversas, falhas em
equipamentos, etc. Após a ocorrência de um defeito, mensagens e sinais de alarme são
transmitidos ao centro de operação e analisados por engenheiros responsáveis pela
manutenção e operação do sistema elétrico.
Estas mensagens e sinais de alarme são, em sua maioria, enviadas por dispositivos de
proteção, tais como relés e disjuntores, que fazem parte de complexos sistemas de proteção.
Estes dispositivos são projetados de forma a isolar os componentes defeituosos da rede
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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elétrica sem comprometer o funcionamento do sistema como um todo. Dentre as
características mais desejáveis de um sistema de proteção podem-se destacar a velocidade de
atuação, a seletividade e a coordenação. Isto significa que, após a ocorrência de um defeito,
apenas os componentes defeituosos devem ser isolados (seletividade) o mais rapidamente
possível (velocidade de atuação) para evitar o risco de danos aos equipamentos elétricos.
Além disso, os dispositivos de proteção devem operar de modo a oferecer proteção de
retaguarda ao sistema, no caso de falha do dispositivo que deveria operar (coordenação).
Dentre os tipos de relés podem-se destacar os relés diferenciais, que são utilizados
para a proteção de barramentos, transformadores, linhas de transmissão e máquinas elétricas
de grande porte; e os relés de distância, que são utilizados exclusivamente para a proteção de
linhas de transmissão. Estes relés são baseados nos sinais de tensões e/ou correntes, obtidos a
partir de transformadores de tensão e corrente (TP’s e TC’s, respectivamente), instalados em
pontos específicos do sistema. A partir destes sinais, os relés de proteção identificam a
presença de defeitos e enviam sinais de trip (abertura) dos disjuntores responsáveis pela
isolação dos pontos de falta.
Para cada operação destes relés é produzida uma mensagem de alarme que é enviada
ao centro de operação através de um sistema SCADA (Supervisory Control and Data
Acquisition) e/ou EMS (Energy Managment Systems). Ambos os sistemas são as principais
fontes de informações disponíveis aos operadores do centro de operação e às ferramentas de
apoio a manutenção e operação, as quais possibilitam um diagnóstico online da falta.
Tipicamente, estes sistemas (SCADA e EMS) são compostos por computadores, que
realizam o processamento dos dados fornecidos pelos relés de proteção e também por
equipamentos de medição, relés e osciloperturbógrafos (ou oscilógrafos). Atualmente, estes
equipamentos são denominados IED’s (Intelligent Electronic Devices – Dispositivos
Eletrônicos Inteligentes).
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Os computadores que fazem parte dos sistemas SCADA e EMS são denominados
UTR`s (Unidades Terminais Remotas) e, normalmente, estão espalhados geograficamente
para coleta e envio dos dados das subestações e usinas, sistemas de comunicação e interfaces
homem-máquina.
As informações disponíveis aos operadores, tais como a seqüência de eventos e os
sinais de alarme e trip também são empregadas pelos engenheiros de proteção, para produção
de um diagnóstico offline mais preciso. Este diagnóstico tem como objetivo verificar a causa
da falha e o comportamento dos dispositivos de proteção, de forma a corrigir eventuais
discrepâncias, caso o comportamento não tenha sido adequado. Os engenheiros de proteção
também contam com informações coletadas pelos oscilógrafos ou pelos RDP’s (Registradores
Digitais de Perturbação). Este conjunto de dados é essencial para a avaliação da operação da
proteção.
Os sistemas atuais de automação de subestações de energia elétrica normalmente
consistem de equipamentos de diferentes fabricantes e gerações. Para possibilitar a
comunicação entre estes equipamentos normalmente se utiliza um conjunto de regras que
define o tipo das mensagens e a ordem que elas devem ser trocadas. Esse conjunto de regras é
conhecido como protocolo.
A comunicação entre equipamentos de diferentes fabricantes é difícil uma vez que
cada fabricante utiliza protocolos distintos. Para solucionar este problema pode-se proceder de
duas formas distintas: a primeira consiste na utilização de equipamentos, denominados
concentradores, responsáveis pela conversão entre os protocolos; a segunda consiste na
imposição de utilização de equipamentos com o mesmo protocolo de comunicação, o que,
possivelmente, implica o uso de equipamentos de um mesmo fabricante.
O objetivo principal de um protocolo, ou uma pilha de protocolos, é fazer com que
sistemas ou equipamentos, mesmo que tenham arquiteturas internas distintas, utilizem a
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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mesma linguagem e assim consigam trocar informações. Porém, se não houver um consenso
que defina regras básicas que os protocolos de uma determinada aplicação devam seguir
(modelo de referência), é possível que soluções proprietárias sejam propostas. Dessa forma,
cada fabricante pode definir um protocolo específico para os seus produtos e isso pode
impedir a comunicação com equipamentos de outros fabricantes. Quando a comunicação
exige um grande número de protocolos esses são agrupados em funcionalidades formando
uma camada e o conjunto de camadas forma uma pilha de protocolos.
No começo dos anos 90 o projeto chamado UCA (Utility Communications
Architecture) começou a ser desenvolvido nos Estados Unidos no EPRI (Electric Power
Research Insitute) com o objetivo de desenvolver uma estrutura de comunicação em tempo
real comum a todas as empresas. Em 1995, três grupos de trabalho do Comitê Técnico TC57
da IEC (International Electrotechnical Comision) foram estabelecidos para preparar um
padrão para comunicação de sistemas em subestações. Este padrão é conhecido como “IEC-
61850 Redes de Comunicação e Sistemas em Subestações” – “IEC-61850 Communication
Networks and Systems in Substation”.
A norma IEC-61850 tem por objetivo a integração de equipamentos de diversos
fabricantes para a automação de usinas geradoras, subestações de transmissão e distribuição.
De um modo geral, esta norma define o modelo de dados e a pilha de protocolos a serem
empregados pelos diversos fabricantes.
1.2. Objetivos
O presente trabalho tem por objetivo testar a confiabilidade do protocolo IEC-61850,
focando mais especificamente a transmissão de dados via mensagens GOOSE como substituta
a ligação direta via cabo de entradas e saídas binárias das IED`s.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Pretende-se realizar uma serie de testes para aferição dos tempos de reação de reles de
proteção de barra no bloqueio seletivo de desligamento de alimentadores no advento de
atuação devido a sobre corrente, utilizando duas montagens diferentes. Primeiramente
utilizando-se a arquitetura clássica, ligação direta via cabo de entradas e saídas binárias e
posteriormente através de uma conexão via rede IEC-61850, com a passagem de eventos via
mensagem GOOSE.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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2. Estrutura de uma Subestação de
Energia
2.1. Conceitos Básicos
O sistema elétrico de potência é composto por algumas partes com funções distintas.
Tudo começa com a geração da energia elétrica. A nossa volta existem várias formas
de energia primárias, tais como a energia cinética da água ou vento e energia térmica, que
podem ser utilizadas para produzir energia elétrica. Entretanto, na maioria das vezes as
plantas de geração de energia elétrica estão distantes dos centros consumidores tornando
necessária a utilização de um sistema de transmissão de energia. Assim que a energia chega
aos centros consumidores ela deve ser distribuída através de um sistema de distribuição.
Seja para a etapa de geração, transmissão ou distribuição necessitamos de subestações
de energia. Elas são responsáveis por diversas funções tais como elevar a tensão para a
transmissão, abaixar a tensão recebida para a distribuição ou fazer a interligação da malha
energética.
Nessas subestações é necessário um sistema de proteção para as faltas, tais como
curto-circuito, sobre corrente, sub tensão, etc, que venham a ocorrer, seja devido a fatores
externos, como intempéries climáticas, ou internas, como defeito nos equipamentos, também
é necessário um sistema de controle que irá comandar os diversos equipamentos na execução
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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de manobras no sistema, por exemplo, transferir uma carga de uma linha de alimentação para
outra, ou para permitir o religamento de uma linha que foi desligada pelo sistema de proteção.
Fazendo a interface entre a subestação e os operadores, temos ainda, um sistema de
aquisição de dados e supervisão conhecido como SCADA que informa ao operador o estado
dos equipamentos da subestação bem como os valores de tensão e corrente medidos em
campo, além de permitir o controle d os equipamentos para a realização de manobras.
As medições dos valores de corrente e tensão na subestação são realizados pelos TCs -
transformadores de corrente - e TPs - transformador de potencial. Esses equipamentos são
mini transformadores que fornecem uma corrente ou tensão proporcionais aos valores
medidos em campo, assim isolando os equipamentos de controle e proteção das altas
correntes e tensões presentes na subestação.
Além da obtenção de dados da subestação é necessário que seja possível controlá-la,de
modo a tornar possível isolar as entradas e saídas de linha, os transformadores, as barras, etc,
sendo os equipamentos utilizados para tal ação os disjuntores e as seccionadoras. O disjuntor
tem a função de abrir o circuito sobre carga, enquanto a seccionadora é utilizada para
desconectá-lo, isolando-o das grandes tensões. A ultima não é projetada para abrir sobre
carga, não tendo a capacidade de extinguir o arco gerado, tal função e de responsabilidade do
disjuntor que opera de forma muito mais rápida, sendo o equipamento responsável pela
isolação inicial do circuito em caso de falha.
A figura 1 contem o Diagrama Unifilar de uma parte de uma subestação de
energia. Nela podemos ver os equipamentos acima citados. Nesse diagrama pode-se visualizar
o alimentador de uma linha de transmissão de 500 kV que dirigi-se para a subestação SE
Paracatu, outro alimentador de um transformador de 500 kV/345 kV nomeado como
transformador T4 e também um banco de indutores nomeado como 7RBZ.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Figura 1 – Diagrama Unifilar do nível de tensão de 500 kV de uma subestação de energia
2.1.1. IED – Intelligent Eletronic Device
Na automação de subestações existem dispositivos inteligentes responsáveis por fazer
as funções de proteção e controle de modo automático, esses dispositivos são denominados
Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED – Intelligent Electronic Device) constituindo-se em
sua grande maioria por relés digitais.
Figura 2 - Relé digital de proteção.
A figura 2 mostra um relé digital de proteção. Tais equipamentos são dispositivos que
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recebem valores de corrente e tensão, dos TCs e TPs, e dados digitais do sistema (chamados
de pontos) e os processa de forma a tomar decisões relacionadas ao controle e proteção dos
equipamentos sob sua responsabilidade.
Como exemplo de proteção tem-se a abertura de uma linha por curto-circuito ou o
isolamento de um transformador por defeito interno e como exemplo de controle tem-se o
intertravamento da operação de uma seccionadora em função do estado do disjuntor.
2.1.2. Topologia
Usualmente separamos os diversos equipamentos que compõem uma subestação de
energia em 3 níveis: Processo, Bay e Subestação, conforme ilustrado na figura abaixo.
Figura 3 - Topologia dos equipamentos em uma subestação
No nível mais baixo se encontram os equipamentos de campo, tais como disjuntores,
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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seccionadoras, TPs e TCs. Esses equipamentos enviam dados e são controlados pelos
dispositivos inteligentes do nível acima. Nesse nível tem-se, por exemplo, os relés de proteção
e controle e os medidores. No nível acima deste encontra-se a station unit, também conhecida
como unidade remota (RTU – Remote Terminal Unit). A RTU é um gateway de dados para a
qual os relés enviam os dados aquisitados, encapsulados em diversos protocolos, ela os
concentra e os retransmite, sendo que quando necessário os converte para outros protocolos.
Além da RTU, nesse nível também encontra-se uma, ou mais, IHM`s (Interface Homem-
Máquina) responsáveis por permitir ao operador a visualização do estado da subestação e seu
controle, de forma local. No nível superior temos sistema SCADA no centro de controle
obtendo dados através da RTU e disponibilizando-os para os operadores visualizarem o
estado da subestação e controlá-la remotamente.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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3. Redes de Comunicação em
Subestações de Energia
3.1. Introdução
Antes do surgimento da norma IEC-61850, o tipo de protocolo utilizado para a
comunicação com os equipamentos utilizados para o monitoramento, proteção e automação
de uma linha de transmissão dependia exclusivamente dos fabricantes destes equipamentos.
De um modo geral, os protocolos amplamente utilizados são:
DNP 3.0: é um padrão de telecomunicações para sistemas SCADA que define a
comunicação entre Estações Mestre, mostra o dado adquirido através de um software de
visualização e permite que o operador efetue tarefas de controle remoto, UTRs e IEDs.
IEC-60870-5-103/101/104: refere-se a uma coleção de padrões abertos produzidos
pela Comissão Internacional de Eletrotécnica, ou IEC, com descrições funcionais detalhadas
para telecontrole de equipamentos e sistemas em processos espalhados geograficamente, em
outras palavras, sistemas SCADA.
MODBUS: define uma estrutura de mensagens de comunicação usadas para transferir
dados discretos e analógicos entre dispositivos microprocessados com detecção e informação
de erros de transmissão.
PROFIBUS: define uma estrutura de mensagens de comunicação usadas para
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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transferir dados, porém a mesma tem um tempo de atuação mais lento o que torna sua
aplicação em grande parte utilizada na Indústria.
Duas grandes deficiências destes protocolos são suas limitações regionais e restrição
com relação ao campo de aplicação. Como exemplos, é possível citar os protocolos DNP 3.0 e
IEC-60870-5-103/101/104. Enquanto o DNP 3.0 é amplamente utilizado em concessionárias
americanas de geração, transmissão e distribuição; o segundo restringe-se às concessionárias
européias, isso significa que os dois não conseguem se comunicar se acaso os equipamentos
forem exportados para os países que utilizam a outra tecnologia. Além disso, enquanto ambos
os protocolos são utilizados para a comunicação entre dispositivos de proteção, o MODBUS e
o PROFIBUS normalmente são utilizados para a comunicação entre dispositivos de
automação. Outra deficiência destes protocolos é a incompatibilidade entre si, o que resulta
nos problemas descritos no capítulo de introdução.
Neste contexto, surgiu a norma IEC-61850, que tem como objetivo principal
solucionar os problemas de comunicação entre dispositivos de diversos fabricantes. Sendo
assim, a norma IEC-61850 é a primeira que cobre todos os níveis de uma subestação de
energia, desde o nível de processo, passando pelo nível de bay, até o nível de estação.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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3.2. Redes Ontem, Hoje e Amanha
3.2.1. Ontem
No passado recente as redes de comunicação das subestações de energia careciam de
uma padronização consolidada, a figura abaixo mostra um esquema de comunicação usual em
uma subestação.
Figura 4 – Arquitetura de comunicação em uma subestação
É possível verificar que é necessária uma quantidade grande de protocolos de
comunicação de modo a atender as peculiaridades de cada função. Essa diversidade de
protocolos leva a um aumento significativo do custo com implementação e manutenção do
sistema.
É possível notar também que a interligação entre os equipamentos de campo e as IEDs
é feita através de muitos fios e isso, além de tornar mais caro a instalação e a manutenção
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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deixa o sistema mais vulnerável a falhas.
Estima-se que existam cerca de cinqüenta protocolos diferentes sendo utilizados no
mundo para fazer a comunicação dos equipamentos nas subestações. Foi necessária a criação
de um padrão internacional que contemplasse todas as necessidades existentes para que o
sistema ficasse mais simples e permitisse uma maior interoperabilidade dos diversos
dispositivos existentes feitos por diversos fabricantes e linhas de equipamentos.
3.2.2. Hoje
Com a utilização do novo padrão de comunicação IEC 61850, a diversidade de ontem
é substituída, hoje, por um único protocolo para todos os equipamentos da subestação. Dessa
forma, como pode ser visto na figura abaixo, tanto as IED`s como os computadores de IHM
são interligados na mesma rede Ethernet, assim possibilitando a troca direta de dados entre
todos os equipamentos, o que implica na possibilidade de distribuir-se a aquisição dos dados
entre os diversos equipamentos, ou seja, um ponto, que se faz necessário em duas IEDs, não
precisa ser levado do campo para via cabo, para cada uma delas, o mesmo pode ser aquisitado
em uma das IED`s e compartilhado via rede com a outra, assim acarretando numa diminuição
do número de cabos no pátio.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Figura 5 - Arquitetura de comunicação em uma subestação com o protocolo IEC 61850
3.2.3. Amanha
A tendência para a comunicação em subestações é que os equipamentos de campo se
tornem inteligentes, ou seja, se tornem capazes de comunicar-se através de protocolo, no caso
IEC 61850-9-2, eliminando assim, a necessidade de uma grande quantidade de cabos indo do
pátio para a sala de controle. De modo à compatibilizar os equipamentos de campo que não
utilizam o padrão IEC 61850-9-2 e ligá-los da mesma forma que os equipamentos
inteligentes, existem dispositivos conhecidos como Unidades de Fusão (MU - Merging Units
) responsáveis por obter os dados analógicos e digitais e convertê-los para o protocolo IEC
61850-9-2. Esse conceito pode ser visto na figura abaixo.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Figura 6 - Arquitetura de comunicação em uma subestação com o protocolo IEC 61850 sendo utilizado
para comunicação entre todos os níveis.
Pode-se ver que a enorme quantidade de cabos indo do pátio para a sala de controle é
drasticamente reduzida, alem de somente existir um padrão de comunicação em toda a
subestação, incluindo-se a comunicação com o centro de controle, que também segue o
padrão IEC 61850.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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4. Protocolo IEC61850
A norma IEC 61850 foi desenvolvida para ser um padrão de comunicação de
equipamentos dentro da subestação. O documento elaborado engloba praticamente todos os
aspectos da rede de comunicação em subestações. A estrutura resultante ficou dividida em 10
partes como mostra a tabela 1 abaixo.
Tabela 1 - Estrutura da norma IEC 61850
Além de especificar os elementos do protocolo de comunicação (como os bits são
transmitidos) a norma IEC 61850 também fornece um modelo para como os equipamentos de
subestações devem organizar os dados de modo a torná-los consistentes em diferentes tipos de
equipamentos, de diferentes fabricantes.
A norma utiliza um conceito diferente para estruturar os dados e serviços. Nesse
modelo, os diversos tipos de dados e serviços presentes na subestação são abstraídos e são
Parte Título1 Introduction and overview2 Glossary3 General requirements4 System and project management5 Communication requirements for functions and device models6 Configuration description language for communication in electrical substations related to IEDs7 Basic communication structure for substation and feeder equipment
7.1 Principles and models7.2 Abstract communication service interface (ACSI)7.3 Common data classes7.4 Compatible logical node classes and data classes8 Specific Communication Service Mapping (SCSM)
8.1 Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-39 Specific Communication Service Mapping (SCSM)
9.1 Sampled Values over Serial Unidirectional Multidrop Point-to-Point Link9.2 Sampled Values over ISO/IEC 8802-310 Conformance Testing
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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criados objetos para cada tipo. A grande vantagem em fazer-se isso está no fato destes
objetos, ou seja, a estrutura de dados, ser independente do protocolo que está sendo utilizado
para a comunicação, possibilitando que posteriormente mapeie-se esses objetos sob o
protocolo escolhido.
Seguindo o modelo de abstração de dados, os objetos são compostos por “peças”
comuns a todos os equipamentos tais como, estado do equipamento (aberto ou fechado, por
exemplo), controle, medidas e medições. Essas peças comuns são denominadas de Classes de
Dados Comuns (CDC – Commom Data Classes).
Dada a definição de abstração de dados e serviços o passo final é de mapear os
serviços abstratos no protocolo escolhido. A norma define o mapeamento dos objetos de
dados e serviços na MMS (Manufacturing Messaging Specification) e também define o
mapeamento dos MSV (Sample Measured Values) ao frame de dados Ethernet.
Analisando esses conceitos de uma perspectiva de sistema, existe uma quantidade
muito grande de configurações que devem ser feitas de modo a implementá-los. A fim de
reduzir o tempo gasto com esse trabalho e ainda eliminar o erro humano foi definida uma
linguagem baseada em XML para a configuração. Essa linguagem foi denominada
Linguagem de Configuração de Subestações (SCL – Substation Configuration Language). Ela
permite uma descrição formal das relações entre os sistemas de automação presentes nas
subestações bem como como a subestação propriamente dita. Cada dispositivo deve fornecer
um arquivo SCL que descreve sua própria configuração.
Esse conceito pode ser ilustrado com a interligação de um TC a uma IED. A IED irá
ler o arquivo de configuração do TC e automaticamente designá-lo como uma unidade de
medição sem nenhum trabalho para o usuário.
O modelo utilizado no padrão IEC 61850 começa com o dispositivo físico. Esse
dispositivo é o que está conectado à rede. Ele está geralmente definido pelo seu endereço de
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
26
rede. Dentro desses dispositivos podem existir um ou mais dispositivos lógicos. Como o
dispositivo físico acaba atuando como um gateway para diversos dispositivos ele se enquadra
no modelo de um concentrador de dados.
Cada dispositivo lógico pode conter vários nós lógicos, sendo esses, grupos de dados e
serviços associados às funções do sistema. Como exemplo, temos nós lógicos relacionados à
medição e nós relacionados às seccionadoras e aos disjuntores. Os nós lógicos podem conter
vários elementos de dados. Cada um desses elementos tem um nome único padronizado. Na
tabela abaixo temos um exemplo da estrutura de um nó lógico para um disjuntor que tem
como nome padronizado XCBR.
Tabela 2 - Estrutura do nó lógico do disjuntor (XCBR)
Pode-se analisar pela figura que há uma variedade de dados incluídos nessa classe de
dados. Pode se observar o atributo Loc para determinar se a operação é realizada em modo
local ou remoto, OpCnt para contar o número de operações, Pos para a posição, BlkOpn para
intertravamento do comando de abertura, BlkCls para intertravamento de comando de
fechamento e CBOpCap para indicar a condição de operação do disjuntor.
\
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
27
Figura 7 - Diagrama do modelo de dados da norma IEC 61850 para um disjuntor.
Cada elemento de dado pertencente a esse nó lógico está relacionado à especificação
de uma classe de dados comuns (CDC) de acordo com a norma. Cada uma dessas classes
descreve o tipo e a estrutura do dado dentro do nó lógico. Por exemplo, existem CDC`s para
informações de estado, informações de medições, informações de controle de estado e dados
analógicos. Cada CDC`s possui um nome definido e um grupo de atributos, cada qual com
um nome e propósito específico.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
28
Para ilustrar melhor esse conceito, considerando o atributo Loc da figura acima, ele
pertence ao CDC SPS (Single Point Status), cuja estrutura pode ser vista na tabela abaixo:
Tabela 3 - Estrutura da classe de dados comuns, SPS (Single Point Status).
Da figura acima é possível observar que para o CDC SPS os campos de status da
informação são compostos pelo valor do estado propriamente dito (stVal), uma flag de
qualidade (q) e uma estampa de tempo (t).
O modelo definido pela norma IEC 61850 de um dispositivo é um modelo virtual que
começa com uma visão abstrata do dispositivo e os objetos relacionados a ele. Após isso o
modelo abstrato é mapeado para um protocolo específico baseado no MMS, TCP/IP e
Ethernet. Durante o processo de mapeamento dos objetos do IEC 61850 para o MMS, é
especificado um método para transformar o modelo de informação em um objeto MMS
nomeado, resultando em uma referência única e não ambígua para cada elemento de dado do
modelo. Por exemplo, se existe um dispositivo lógico chamado “IED1” consistindo de um
único nó lógico de disjuntor XCBR1 para o qual é desejado determinar se o disjuntor está no
modo remoto ou local de operação, tal objeto seria referenciado pelo seguinte nome:
IED1/XCBR1$ST$Loc$stVal
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
29
4.1. Mapeamento para protocolos
reais
O modelo abstrato de dados e objetos que a norma IEC 61850 emprega define um
método padronizado para a descrição de dispositivos de sistemas de potência que possibilitam
todas IEDs apresentar os dados usando uma estrutura idêntica diretamente relacionada às suas
respectivas funções no sistema de potência. O modelo de Interface Abstrata de Serviços de
Comunicação (ASCI - Abstract Communication Service Interface) da norma define um
conjunto de serviços e respostas a esses serviços que possibilita que todas as IED`s se
comportem de uma maneira idêntica de uma perspectiva de comportamento de rede. Enquanto
o modelo abstrato é vital para atingir essa interoperabilidade, esses modelos devem ser de
alguma forma mapeados para um conjunto real de protocolos que tenham implementação
prática e consistentes com o ambiente computacional comumente encontrado na área de
energia. A norma IEC 61850 mapeia os objetos e serviços para o protocolo MMS. A escolha
desse protocolo foi interessante pelo fato do mesmo suportar nomes complexos de objetos e
um vasto conjunto flexível de serviços tornando assim o mapeamento do padrão IEC 61850
mais direto e simples.
O mapeamento dos objetos e serviços IEC 61850 para MMS é baseado num
mapeamento de serviços onde um ou mais desses são designados como meio de
implementação dos vários serviços ASCI. O modelo de controle do ASCI, por exemplo, é
mapeado para o os serviços de leitura e escrita do protocolo MMS. O dispositivo lógico é
mapeado, por exemplo, para um domínio no protocolo MMS. As tabelas abaixo resumem esse
mapeamento.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
30
IEC 61850 Objects MMS ObjectSERVER class Virtual Manufacturing Device LOGICAL DEVICE class DomainLOGICAL NODE class Named VariableDATA class Named VariableDATA-SET class x Named VariableSETTING-GROUP-CONTROL- Named VariableREPORT-CONTROL-BLOCK Named VariableLOG class JournalLOG-CONTROL-BLOCK class Named VariableGOOSE-CONTROL-BLOCK Named VariableGSSE-CONTROL-BLOCK class Named VariableCONTROL class Named VariableFiles Files
Tabela 4 - Mapeamento de objetos de dados de IEC 61850 para MMS.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
31
IEC 61850 Services MMS ServicesLogicalDeviceDirectory GetNameListGetAllDataValues ReadGetDataValues ReadSetDataValues WriteGetDataDirectory GetnameListGetDataDefinition GetVariableAccessAttributesGetDataSetValues ReadSetDataSetValues WriteCreateDataSet CreatNamedVariableListDeleteDataSet DeletenamedVariableListGetDataSetDirectory GetNameListReport (Buffered and Unbuffered) InformationReportGetBRCBValues/GetURCBValues ReadSetBRCBValues/SetURCBValues WriteGetLCBValues ReadSetLCBValues WriteQuerryLogByTime ReadJournalQuerryLogAfter ReadJournalGetLogStatusValues GetJournalStatusSelect Read/WriteSelectWithValue Read/WriteCancel WriteOperate WriteCommand-Terminal WriteTimeActivated-Operate WriteGetFile FileOpen/FileRead/FileCloseSetFile ObtainFileDeleteFile FileDeleteGetFileAttributeValues FileDirectory
Tabela 5 - Mapeamento de serviços de IC 61850 para MMS.
4.2. GOOSE e SV
A norma IEC 61850 contempla, também, a comunicação peer-to-peer, onde uma IED
pode enviar dados diretamente à outra de uma forma mais rápida e confiavel. Segundo a
norma, existem dois tipos de comunicação peer-to-peer, sendo elas GOOSE (Generic Object
Oriented Substation Event) e SV (Sampled Values).
As mensagens GOOSE foram especificadas de forma a criar uma maneira flexível de
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
32
enviar mensagens com alta prioridade de maneira confiável e rápida. Esse meio de
comunicação permite a transmissão de eventos relacionados à subestação tais como comandos
de trip, intertravamentos e alarmes.
O mecanismo de distribuição das mensagens de GOOSE é baseado no modelo de
Multicast. Segundo esse modelo, quando uma IED percebe uma mudança no estado dos
pontos especificados ela envia uma mensagem de GOOSE para a rede, de modo que todos os
equipamentos ligados a mesma poderiam receber essa informação.
Para que um dispositivo possa utilizar essa informação é necessário que ele tenha sido
configurado para isso, ou seja, o modelo de mensagens GOOSE segue o mecanismo de
distribuição Publisher/Subscriber, segundo esse mecanismo, quando o dispositivo (Publisher)
deseja enviar alguma informação, ele a publica na rede e apenas os dispositivos que estão
configurados para recebê-la irão receber e os que não estão configurados para isso, por sua
vez, irão ignorar a mensagem.
Figura 8 - Envio de mensagem GOOSE Multicast.
As mensagens de GOOSE contêm informações que permitem ao dispositivo que as
está recebendo saber que o estado de determinado ponto foi alterado e o tempo em que isso
ocorreu.
Devido ao fato de as mensagens de GOOSE estarem relacionadas a informações muito
importantes do sistema, a norma IEC 61850 definiu os requisitos de desempenho de uma
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
33
maneira muito rígida. Um dos requisitos mais importantes desse tipo de mensagem é a
garantia de entrega. Mas como garantir que os dispositivos configurados para receber essa
mensagem irão recebê-la se no modelo de multicast não há confirmação de recebimento?
Realmente, somente baseando-se no modelo de comunicação, não há como o
dispositivo que emitiu a mensagem saber se os dispositivos que deveriam recebê-la de fato o
fizeram, poré, se estes estiverem funcionando a probabilidade de recebê-la é muito grande
devido ao mecanismo de repetição de envio adotado nas mensagens GOOSE.
Cada mensagem enviada é repetida enquanto o estado persistir. Primeiramente,
quando a mensagem é enviada ela deve permanecer “viva” durante um certo período de
tempo conhecido como “Hold Time”. Após esse tempo, a mensagem passa a ser repetida em
intervalos crescente de tempo até um intervalo máximo, onde a repetição se estabiliza. Essa
repetição perdura até o momento em que os estado do ponto muda novamente, reiniciando o
processo. Além de garantir que até os dispositivos que ficaram ativos após a ocorrência do
evento possam receber a mensagem, esse mecanismo de repetição, por ser periódico, pode ser
utilizado para fazer um diagnóstico do link de comunicação entre os dispositivos.
Figura 9 – Mecanismo de Repetição de Mensagens GOOSE.
1ms 2ms 4ms 8ms
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
34
A figura acima ilustra uma mensagem GOOSE configurada com o menor tempo de
retransmissão em 1ms e o maior em 8ms, sendo que o menor tempo sempre ocorre quando o
ponto muda de valor, e cresce exponencialmente até alcançar o limite máximo configurado,
que neste caso é 8ms.
A estrutura de uma mensagem de GOOSE pode ser vista na figura abaixo.
Parameter Name Parameter type Value/ Value range / ExplanationDataSet ObjectReference Value from the instance of GoCBAppID VISIBLE Value from the instance of GoCBGoCBRef ObjectReference Value from the instance of GoCBT EntryTimeStNum INT32USqNum INT32UTest BOOLEAN (TRUE) test | (FALSE) no-testConfRev INT32U Va,ue from instance og GoCBNdsCom BOOLEAN Value from instance of CoGBGOOSEData [1..n] Named VariableValue (*) (*) type depends on common data
GOOSE Message
Tabela 6 – Estrutura da Mensagem GOOSE.
Nessa tabela podemos encontrar os seguintes elementos:
- DatSet: Nesse parâmetro é armazenado a referência ao conjunto de dados cujo
valores serão transmitidos.
- AppId: Esse valor corresponde ao identificador do dispositivo lógico (Logical
Device).
- GoCBRef: Esse valor faz referência ao GOOSE Control Block (GoCB).
- T: Estampa de tempo para o momento em que o atributo StNum foi incrementado.
- StNum: Esse parâmetro corresponde o número do estado e é incrementado toda vez
que uma mensagem GOOSE é enviada e é detectada uma variação nos valores do conjunto de
dados especificados por DatSet.
- SqNum: Parâmetro que é incrementado toda vez que uma mensagem de GOOSE é
enviada. Corresponde a um número de seqüência e é utilizado para determinar o hold time da
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
35
mensagem, ou seja, a mensagem deve ser enviada até que esse número atinja um determinado
valor, só então ela começara a ser enviada em intervalos crescentes de tempo. Quando isso
ocorre o parâmetro éStNum é incrementado.
- Test: Esse parâmetro indica se a mensagem está sendo utilizado para fins de teste ou
operacionais.
- ConfRev: O parâmetro de revisão de configuração é alterado toda vez que a
configuração do conjunto de dados apontado pelo DatSet é alterada.
- NdsCom: O parâmetro Needs Comissioning indica que o GoCB necessita ser
configurado.
- GOOSEData [1..n]: Informação definida pelo usuário que será incluída nas
mensagens de GOOSE.
- Value: Parâmetro que contém o valor do membro do conjunto de dados referenciado
pelo GoCB.
Dado essa característica de comunicação em que os dispositivos fazem o multicasting
de suas mensagens deve-se prever um mecanismo que evite a colisão de dados na rede, ou
seja, que dois dispositivos tentem emitir dados ao mesmo tempo. O mecanismo proposto foi a
de utilização de uma rede full-duplex, onde existe uma porta para recepção e outra para
transmissão de dados, baseada no padrão IEEE 802.3x.
Outro ponto que deve ser levado em consideração é como garantir que as mensagens
críticas sejam entregues em períodos de alto carregamento da rede?
Através do padrão IEEE 802.1p é possível classificar (tagging) as mensagens de
acordo com suas prioridades em relação ao sistema. Dessa maneira, mensagens mais críticas
são transmitidas assim que chegam ao switch, independentemente de haver mensagens menos
críticas sendo transmitidas. A figura abaixo mostra como funciona esse processo.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
36
Figura 10 – Priorização das mensagem GOOSE.
Mesmo com a priorização de mensagens GOOSE, surge uma dúvida com relação ao
fato de juntar-se vários dispositivos enviando mensagens GOOSE, assim tornando o sistema
lento da mesma maneira. De modo a segregar o tráfego de dados entre os dispositivos para
medição e os dispositivos para controle em tempo real utilizou-se o conceito de redes virtuais
(VLAN`s - Virtual LAN`s) do padrão IEEE 802.1Q onde os dispositivos apesar de estarem na
mesma rede física estão reagrupados em diferentes redes virtuais independentes.
Figura 11 – Redes Virtuais (VLAN`s).
Concomitantemente a todas as características mencionadas existe um outro ponto
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
37
muito importante que é a confiabilidade da rede, como garantir que quando um cabo ou um
switch apresentem problema as mensagens não deixem de ser entregues?
Para responder a essa pergunta, a seguir serão apresentados as principais arquiteturas
de sistema utilizadas para comunicação seguindo o padrão IEC 61850.
1. Arquiteturaemcascata:
Figura 12 – Representação de Arquitetura em Cascata.
Essa arquitetura é a que apresenta o menor preço, entretanto é a que apresenta a maior
latência e vulnerabilidade.
Para que a mensagem seja enviada de um dispositivo ligado a um switch a outro em
outro switch deve-se considerar o tempo gasto para que a mensagem passe de um switch e
outro. Sendo assim, o número de switches possíveis nessa arquitetura é determinado em
função do pior caso em que uma IED no switch 1 deseja enviar uma mensagem para uma IED
no switch N.
Assim, dado que para cada passagem (“hop”) de um switch para outro gasta-se
usualmente 5µs mais o tempo para a transmissão do frame, e considerando um frame de 64
byte (512 bits) e uma rede de 100 Mbps teremos:
Latência por hop = 5µs + 5.12µs = 10.12µs
Com isso sabendo-se a latência máxima permitida é possível determinar o número N
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
38
máximo de switches permitidos nessa rede.
2. ArquiteturaemEstrela:
Figura 13 – Representação de Arquitetura em Estrela.
Essa arquitetura apresenta a menor latência possível, utilizando apenas dois hops para
transmitir mensagem entre qualquer dois relés presentes na rede.
Um grande problema dela também é a vulnerabilidade, sendo que uma falha no switch
de backbone isola todos os demais switches.
3. ArquiteturaemAnel:
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
39
Figura 14 – Representação de Arquitetura em Anel
Essa arquitetura é similar à primeira arquitetura mostrada, entretanto, por possuir um
switch (N) fechando o canal de comunicação entre os demais switches ligados à IEDs é
possível que a mensagem chegue aos dispositivos por dois caminhos diferentes, como pode
ser visto na figura acima. Isso diminui a vulnerabilidade à perda de um link de comunicação.
Nesse tipo de arquitetura, devido à utilização do padrão IEEE 802.1w a rede é
rapidamente reconfigurada. Essa propriedade é denominada Rapid Spanning Tree.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
40
4. Arquiteturaemestrelacomredundância.
Para manter a característica de baixa latência da rede em estrela melhorando,
entretanto, sua vulnerabilidade a perda do backbone, pode-se utilizar a mesma arquitetura
com redundância do backbone.
Figura 15 – Representação de Arquitetura em Estrela com Redundância.
Como pode ser concluído da imagem mostrada acima, ainda são necessários apenas
dois hops para a transmissão de mensagens entre quaisquer duas IEDs a queda de um
backbone ou uplink não compromete a rede.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
41
5. ArquiteturaHíbrida.
De modo a aumentar a confiabilidade da rede é possível combinar as arquiteturas
acima descritas. Como exemplo, temos a seguinte arquitetura:
Figura 16 – Representação de Arqutetura Hibrida.
Nessa arquitetura, como pode ser visto são toleradas faltas de diversos tipos.
4.3. IEC61850 – Benefícios
Para que os padrões utilizados sejam substituídos pelo padrão proposto é necessário
que este apresente uma melhora significativa do ponto de vista de implementação do sistema
tanto operacionalmente como financeiramente.
Entre os maiores benefícios que a norma traz encontra-se:
• O novo padrão é compatível com todas as funções presentes em subestações
sejam elas referentes a controle, proteção ou supervisão.
• O padrão IEC 61850 é internacional e reconhecido pelos maiores fabricantes
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
42
de produtos para o setor. Desta maneira será possível aumentar a
interoperabilidade dos equipamentos, diminuindo assim os custos com a
integração com diferentes tipos de produtos e fabricantes.
• Esse padrão é feito para resistir ao rápido avanço tecnológico inerente a área de
automação de sistemas de potência. Isso é possível graças ao modelo de
abstração de dados e serviços presentes na subestação, separando-os, assim,
dos protocolos utilizados para comunicação. Essa característica protege os
investimentos feitos para atualização do sistema.
• Possui uma flexibilidade com relação à arquitetura do sistema, o que permite
sistemas otimizados para funções específicas.
• Auxilia no desenvolvimento e manutenção do sistema através da linguagem de
configuração do sistema (SCL) baseada em XML.
• Utiliza componentes de comunicação comercialmente disponíveis através da
utilização da rede ethernet.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
43
5. Metodologia
5.1. Introdução
Como anteriormente dito, um dos principais benefícios que o IEC 61850 traz é o fato
de ser possível obter valores através da rede, necessitando assim de menos entradas e saídas
nos dispositivos. Isso pode ser claramente visto em um exemplo de seletividade de atuação de
proteção.
A abaixo mostra um diagrama de parte de uma subestação onde será feito o estudo da
seletividade por GOOSE.
Figura 17 – Diagrama Unifilar de parte de uma subestação.
Seja a falta F1 conforme mostrado na figura. Tanto o relé denominado IED-A como o
relé denominado IED-C irão enxergar-la, entretanto se a IED-A atuar abrindo o disjuntor
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
44
DJ52.A todos os alimentadores ligados à barra irão ficar sem energia. Como a IED-C está
mais perto da falta ela que deve atuar abrindo o disjuntor DJ52.C isolando, assim, apenas a
parte direita da barra. De modo a que isso ocorra é necessário que a IED-C avise a IED-A que
ela captou a falha e deu início na função de proteção (evento esse conhecido como pick-up).
Isso é conhecido como seletividade de proteção. O modo convencional de se realizar isso é
ligar as duas IED`s por binárias de saída e entrada digitais. Esse método, entretanto, pode
necessitar muitas binárias, aumentando muito o custo de implementação e manutenção. Se,
por exemplo, a barra estiver com 15 alimentadores, o número de ligações entre os relés de
modo que ele possa avisar os outros que está em pick-up é de 105 ligações!
Com a utilização do protocolo IEC 61850 e mensagens GOOSE esse problema é
eliminado visto que o a mensagem GOOSE é distribuída por multicast na rede. Assim, não
importa quantos relés tenham que ser bloqueados, o relé que assume a proteção só precisa
enviar uma mensagem.
Segundo a norma IEC 61850 a medição do tempo de uma mensagem deve ser
considerada como a diferença entre o tempo em que o dispositivo emissor coloca a mensagem
no topo da pilha de transmissão até o momento em que o dispositivo destinatário pega o dado
de sua pilha de recepção.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
45
Figura 18 - Definição de tempo de envio de uma mensagem GOOSE.
O processamento de funções de proteção e tempo gasto com as saídas e entradas
digitais não estão considerados nesse tempo como mostra a figura 3.
Figura 19 - Diagrama de tempos para envio de mensagens GOOSE.
O teste realizado busca analisar os tempos envolvidos no envio de mensagens em
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
46
situações de proteção bem como entender o processo de envio de mensagens GOOSE.
5.2. Testes
Os testes descritos abaixo foram realizados no laboratório da Siemens Jundiaí com os
relés de proteção da linha SIPROTEC 4. Estes testes visam confirmar os tempos ta, tb e tc
entre os processadores de comunicação. Não esta contemplada a analise de tempos do
processamento da proteção dentro da CPU, visto que este tempo varia conforme a função de
proteção associada ao modelo do rele (IED).
O sistema simula o envio de um bloqueio de proteção de um relé para outro conforme
descrito na parte anterior.
Foram realizados dois testes que visam confirmar a independência do processador de
comunicação da unidade central de processamento CPU, responsável pelas funções de
proteção.
5.2.1. Teste 1
Durante os testes os reles não se encontram em pick-up, não executando algoritmos de
proteção.
Para checar os tempos acima relatados (ta, tb e tc), utilizou-se dois reles
interconectados através de um switch da RUGGEDCOM por meio de fibra óticas, sendo que
os mesmos estão sincronizados por um servidor SNTP, que por sua vez se encontra ajustado
em tempo real a um GPS Reason.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
47
IEC 61850
ANTENA
ETHERNET
ETHERNET
Figura 20 – Esquema de Ligação para o teste das mensagens GOOSE sem utilização de binárias.
Um dos reles foi configurado para o envio de uma informação GOOSE, associada a
uma tecla F1 sendo que o outro rele foi configurado para receber esta informação e reportar
no log de eventos dele.
Os tempos foram constatados por meio da leitura dos LOG de eventos de cada um dos
reles, alem da captura de mensagens via ETHEREAL (software para analise de redes).
Posteriormente, de modo a comparar o tempo do envio de bloqueio de proteção por
GOOSE e por binárias digitais, os relés foram ligados por fios de modo que a tecla F1
também atua uma saída que está ligada em uma entrada do outro relé.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
48
Sinal Elétrico
ANTENA
ETHERNET
ETHERNET
SWITCH
7SJ64 7SJ64
BO BI
Figura 21 – Esquema de Ligação para o teste de seletividade através de binárias de entrada e saída.
5.2.2. Teste 2
Durante os testes os reles se encontram em pick-up, executando algoritmos de
proteção.
Para checar a dependência do tempo total de transferência entre os reles de proteção,
quando os mesmos encontram-se em pick-up, foi utilizada uma mala de testes do tipo
OMICRON, dois reles da linha SIPROTEC, interconectados através do switch da
RUGGEDCOM por meio de fibra óticas, sendo que os mesmos estão sincronizados por um
servidor SNTP. O circuito de corrente foi conectado em ambos os reles. Foi injetada uma
corrente de falta para simular o pick-up da função de proteção.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Um dos reles foi configurado para o envio de uma informação GOOSE, associado ao
pick-up da função de sobre-corrente instantânea sendo que o outro rele foi configurado para
receber esta informação e bloqueá-la registrando-a no log de eventos.
Os tempos foram constatados por meio da leitura dos LOG de eventos de cada um dos
reles, alem da captura de mensagens via ETHEREAL (software para analise de redes).
Posteriormente, de modo a comparar o tempo do envio de bloqueio de proteção por
GOOSE e por binárias digitais, os relés foram ligados por fios de modo que o evento de pick-
up da função de sobre-corrente instantânea também atua uma saída que está ligada em uma
entrada do outro relé.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
50
6. Resultados
6.1. Teste 1
• Tempo estampado no envio da informação (Figura 20): 17:33:53.571
• Tempo estampado no recebimento da informação (Figura 21): 17:33:53.575
A diferença dos tempos acima correspondem a 4 ms, sendo que este tempo inclui não
somente os tempos ta, tb e tc conforme a norma, mas também inclui os tempos de
processamento dos reles de proteção (tpa e tpc, respectivamente).
Com software ETHEREAL (Figura 22) foi possível detectar a informação do frame
ethernet com informação GOOSE no instante que foi disponibilizada no barramento do switch
como pode ser visto na figura. Este tempo foi medido com sendo:
• Tempo de disponibilização da informação no barramento (Figura 6): 53.574
Desta foi possível detectar o tempo ta + tpa: 2ms, sendo tpa aproximadamente 0ms.
Esta é a diferença entre os tempos detectados na figura 20 e na figura 22.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Figura 22 - Log constatando o envio de informações GOOSE associada à tecla F1.
Figura 203 - Log para constatar a recepção da informação GOOSE.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Figura 214 - ETHEREAL, indica o momento em que a mensagem está pronta para formar o quadro
ethernet conforme a norma, após tpa (processamento interno da CPU de proteção).
Com relação ao tempo de bloqueio por binárias temos os seguintes valores:
• Tempo estampado de envio da informação (Figura 23): 19:44:51.730
• Tempo estampado recebimento da informação (Figura 24): 19:44:51.741
Como pode ser visto o tempo de bloqueio por binárias é de 11ms.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Figura 225 - Log para constatação do tempo em que a saída foi atuada.
Figura 236 - Log para constatação do tempo em que o relé de destino reconheceu o bloqueio.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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6.2. Teste 2
• Tempo estampado de envio da informação (Figura 25): 18:51:12.229
• Tempo estampado recebimento da informação (Figura 26): 18:51:12.239
A diferença dos tempos acima correspondem a 10 ms, sendo que este tempo inclui não
somente os tempos ta, tb e tc conforme a norma, mas também inclui os tempos de
processamento dos reles de proteção (tpa e tpc).
Com ETHEREAL (Figura 27) foi possível detectar a informação do frame ethernet
com informação GOOSE no instante que foi disponibilizada no barramento do switch. Este
tempo foi medido com sendo:
• Tempo de disponibilização da informação no barramento (Figura 28): 12.238
Desta forma conseguimos detectar o tempo ta + tpa: 9ms, sendo tpa aproximadamente
8ms. Esta é a diferença entre os tempos detectados na figura 9 e figura 11.
Figura 247 - Log para constatar o envio da informação de GOOSE associada ao pick-up do relé de envio.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
55
Figura 258 - Log para constatar a recepção da informação GOOSE associada ao pick-up do relé de envio
e bloqueio da função no relé de recepção.
Podemos ver pelo Ethereal que a estampa do GOOSE no momento em que o relé
consegue colocar no frame, para o relé que recebe, é de apenas 1ms.
Figura 269 - ETHEREAL, indica o momento em que a mensagem está pronta para formar o quadro
ethernet conforme a norma, após tpa (processamento interno da CPU de proteção).
Com relação ao tempo de bloqueio por binárias temos os seguinte valores:
• Tempo estampado envio da informação (Figura 28): 19:44:35.216
• Tempo estampado recebimento da informação (Figura 29): 19:44:35.226
Como pode ser visto o tempo de bloqueio por binárias é de 10ms.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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Figura 30 – Log para constatação do tempo em que a saída foi atuada.
Figura 31 - Log para constatação do tempo em que o relé de destino reconheceu o bloqueio.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
57
7. Conclusão
Neste trabalho, foi inicialmente abordado, o protocolo IEC-61850, dando um foco
maior para a aplicação de mensagens GOOSE para a comunicação de eventos de proteção e
controle, após estudos e pesquisas com profissionais da área, seus critérios, funcionamento e
benefícios para o sistema, quando estes são utilizados nos sistemas de potencia.
Com base nos testes realizados durante todo o desenvolvimento deste trabalho, pode-
se concluir que a utilização de um protocolo padrão, aceito mundialmente somente trará
benefícios para os sistemas elétricos de potencia, gerando uma redução de custos de
implementação, manutenção e, principalmente, expansão.
Pode-se também concluir, com certas ressalvas, que as mensagens GOOSE são um
substituiu viável para as ligações diretas, via BO e BI, para a transmissão de eventos
importantes dentro das subestações. Nos testes tivemos que a atuação por binárias não se
alterou com o processamento de funções de proteção pela CPU, mantendo-se em torno de
10ms, porém o tempo de envio de mensagens GOOSE aumentou de 4ms para 10ms, embora,
ainda atue ao mesmo tempo em que a binária, pode-se extrapolar que caso uma outra função
de proteção estivesse em execução, possivelmente esse tempo seria.degradado devido ao fato
da prioridade do relé ser o processamento das funções de proteção.
REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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8. Bibliografia
GARCIA, A. V. ; MONTICELLI, A. . Introdução a Sistemas de Energia Elétrica. 1.
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Definition: Part 2 – Protocol Specification INTERNATIONAL STANDARD IEC 61850-5,
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REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850
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for functions and device models, First edition 2003-07
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systems in substations - Part 7-4: Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Compatible logical node classes and data classes, First edition 2003-05