Introducción a la norma IEC 61850

Introducción

La norma IEC 61850 surge con un objetivo concreto:

MEJORAR LA AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

  • Evitando protocolos propietarios y pudiendo llegar a integrar equipos de varios fabricantes. A este concepto se le denomina Interoperabilidad.
  • Haciendo uso de tecnologías que puedan reducir costes, tanto en cableado como en tiempo de ingeniería.
  • Buscando mejorar los procesos de puesta en marcha y mantenimiento.

Para conseguir este objetivo la norma se basa en tres principios clave:

 

  1. Define un modelo de información unificado con una jerarquía de nombres y estructuras de datos específicas a usar en los diferentes dispositivos.Se les pide a los fabricantes que llamen a los mismos conceptos con el mismo nombre y además que usen el mismo formato para construir la información. Esto evita búsquedas, discrepancias y conversiones de formatos.
  2. Define un protocolo de comunicaciones y una funcionalidad común.  Este protocolo es un lenguaje acordado para todos los equipos del sistema. El protocolo se diseña para ser capaz de enviar la información necesaria para el sistema automatizado manteniendo los requisitos de tiempo y disponibilidad. Los fabricantes de equipos de protección y control, SCADA, remotas o gateways implementan este protocolo para poder interoperar entre si.
  3. Establece un formato de fichero de configuración basado en XML y un conjunto de formatos y herramientas para facilitar las tareas de automatización y configuración dentro del proceso de ingeniería.

Protocolos de comunicaciones en subestaciones IEC 61850

Comunicaciones verticales

Se conocen como comunicaciones verticales las que se realizan entre los equipos de protección y control que actúan como servidores y los equipos SCADA o GATEWAY que son clientes que los monitorizan.

El protocolo usado para dicha comunicación es MMS – Manufacturing Message Specification (ISO 9506), un protocolo del mundo de la automatización industrial que fue precursor en el uso de identificación de información con jerarquías de nombres.

La comunicación MMS hace uso de TCP/IP. Esto es,  se crea un canal de comunicaciones entre cada cliente (SCADA, GATEWAY) y cada servidor (protecciones), y a través de ese canal se pueden leer ajustes, forzar comandos o recibir cambios de valor de señales digitales o analógicas. El SCADA tendrá en paralelo tantos canales TCP/IP abiertos como equipos monitorice.

Figure-1-Client server communication

Client server communication

 

Comunicaciones horizontales

IEC 61850 define unos mensajes digitales rápidos y fiables capaces de sustituir a los cables de cobre usados para la automatización entre cabinas. Dichos mensajes usan ETHERNET MULTICAST y con prioridades lo que garantiza tiempos de espera mínimos en el switch y su distribución a todos los equipos interesados en los mismos en tiempos muy bajos < 3ms o <20ms.

Figure-2 -Digital wiring with GOOSE messages

Digital wiring with GOOSE messages

 

A su vez la norma define un mecanismo de repetición continuo del mensaje GOOSE que permite la supervisión del mismo y la detección de cualquier anomalía en el transmisor, siendo está característica una ventaja sobre las señales cableadas que pueden romperse y dar un falso negativo al no haber tensión en el cable.

La información de las mediciones en secundario tras los transformadores de tensión y corriente en las subestaciones se puede digitalizar en campo y enviarse a través fibras ópticas a la caseta de control. Este concepto ha dado lugar a la aparición de nuevos equipos denominados Merging Units que son las encargadas de digitalización y envío.

La especificación IEC 61850-9-2lite simplifica el formato de la información enviada y mejora la interoperabilidad al acordarse unas tasas de envío de 80 muestras por ciclo para protección ó 256 muestras por ciclo para calidad de red y enviándose 4 tensiones y 4 intensidades en cada trama.

 


Modelo de información normalizado IEC 61850

La norma IEC 61850 define una jerarquía de información con los siguientes niveles:

  • DISPOSITIVO FÍSICO
  • DISPOSITIVO LÓGICO
  • NODO LÓGICO
  • DATO
  • ATRIBUTO
  • TIPO BÁSICO
Figure-3 -Information model hierarchy

Information model hierarchy

 

Los dispositivos lógicos permiten organizar la información dentro del equipo físico. Es común que los fabricantes los identifiquen con nombres como PROT(protección), CTRL (control), REC (Registrador) aunque los nombres son libres.

Los nodos lógicos son las funciones o componentes de automatización del sistema. Existen funciones de control, protección, medida, supervisión. Se identifican con 4 letras, por ejemplo PIOC, Protection Instantaneous Over Current. La tabla de categorías de nodos lógicos se encuentra definida en el documento IEC 61850-7-4. Los nodos lógicos que comienzan por D (DER), H (Hydro) y W (Wind) se encuentran definidos en las normas IEC 61850-7-420, IEC 61850-7-410 e IEC 61400-25-2 respectivamente.

 

Figure-4 -Logical node category

Logical node category

 

Cada nodo lógico incluye un conjunto de datos para cumplir su cometido, estos datos pueden ser estados, medidas, ajustes, objetos de control, etc. Para cada nodo lógico la normativa establece los nombres de los datos y cuales de los mismos son opcionales u obligatorios. Los fabricantes deben proporcionar estos últimos y seleccionar de los opcionales cuales pueden y quieren publicar en su modelo IEC 61850.

 

Figure-5 - Example of optional data objects of a logical node

Example of optional data objects of a logical node

 


Fichero de configuración estándar SCL.

La integración de equipos ha sido siempre una de las tareas más costosas y que ha requerido de procesos específicos para convertir entre formatos propietarios de fabricantes o de compañías eléctricas. Un formato normalizado capaz de definir aspectos como el modelo de información y funciones de un equipo como los parámetros necesarios para el establecimiento de las comunicaciones mejora este proceso notablemente.

El formato del fichero SCL mejora la integración de equipos y permite intercambiar información descriptiva de la información expuesta por un dispositivo y sus capacidades de comunicación.

Para trabajar con ficheros SCL, la norma define la funcionalidad requerida por dos herramientas: el configurador de equipo ICT (IED configuration tool)  y el configurador de sistema SCT (System Configuration Tool).

La herramienta ICT la proporciona el fabricante del equipo y permite modificar parámetros y cargar la configuración IEC 61850 resultante en el dispositivo.

La herramienta SCT permite cargar los ficheros de configuración de varios equipos, definir los intercambios de datos necesarios en el sistema y generar la configuración completa del mismo.

La norma IEC 61850 define diferentes extensiones para los ficheros SCL para facilitar la comprensión de la información que contienen:

  • SSD: System Specification Description. Fichero en el que se describe la topología del sistema eléctrico a automatizar y las funciones requeridas en el mismo sin llegar a especificar modelos de equipos concretos que las implementan.

 

Figure-6 - Graphical view of the substation section of the SCL file

Graphical view of the substation section of the SCL file

 

  • ICD: IED Capabilities Description. Fichero de plantilla con el modelo de información y capacidades de un equipo. Lo proporciona el fabricante y es la base para automatizar un sistema IEC 61850.
  • SCD: Substation Configuration Description. Configuración completa del sistema con los modelos de información de equipos reales, sus nombres, parámetros de red e incluso en muchos casos la relación con la topología eléctrica.
  • CID: Configured IED Description. Fichero de un equipo configurado con la información publicada en mensajes GOOSE y la información disponible para los diferentes clientes. Es un fragmento de un fichero SCD.
  • IID: Instantiated IED Description. Fichero de un equipo configurado tras pasar por la herramienta del fabricante y configurar aspectos como las suscripciones GOOSE y la asignación de las mismas a las lógicas internas.
  • SED: System Exchange Description. Formato de fichero para intercambiar información entre proyectos para por ejemplo realizar una aplicación distribuida con mensajes GOOSE.

 

Figure-7 - Substation section example in the SCL file

Substation section example in the SCL file

Para la configuración de los equipos de protección y control puede ser suficiente el uso de ficheros CID de los equipos que publican mensajes GOOSE. Para los clientes HMI y Gateway habitualmente se usan los ficheros SCD con la configuración completa de la instalación.

 

Figure-8- Basic process of SCL files exchange

Basic process of SCL files exchange

 


¿Cómo afecta la norma IEC 61850 a los equipos en subestaciones eléctricas?

Equipos de protección y control

Los equipos de protección han tenido que integrar el nuevo protocolo MMS y la funcionalidad requerida en capa de aplicación por la norma IEC 61850-7-2. Esto ha obligado a incluir nuevas tarjetas de comunicaciones o incluso cambiar a plataformas de mayor potencia de procesado.

A su vez las herramientas de configuración han tenido que incluir nuevos módulos para:

  • Poder definir aspectos específicos de la norma IEC 61850 como es la información que se envía a los clientes SCADA y RTU y los mensajes GOOSE que se envían y se reciben de la red.
  • Poder configurar las señales GOOSE suscritas y hacerlas accesibles en las lógicas de control o protección como si de entradas digitales se tratarán.

SCADA local

Los sistemas SCADA incluyen un modulo cliente IEC 61850, y en sus herramientas permiten importar ficheros de configuración normativos, seleccionar la información que monitorizan y asociar a las referencias IEC 61850 mnemónicos usados para su uso en la configuración de los módulos del SCADA.

Remota de telecontrol DNP3 o IEC 60870-5-104

Las remotas de telecontrol basadas en IEC 61850 incluyen un modulo cliente IEC 61850, y en sus herramientas permiten importar ficheros de configuración normativos, seleccionar la información que monitorizan y asociar a las referencias IEC 61850 las direcciones del protocolo de telecontrol empleado.

Merging units

Nuevos equipos que digitalizan la información de medidas de intensidad y corriente en secundario de los transformadores y la envían por medio de fibra óptica a la caseta de control.

Módulos de entradas y salidas remotos

Son dispositivos que envían y reciben mensajes GOOSE y que permiten enviar el estado de entradas digitales por medio de un mensaje GOOSE publicado o activar salidas digitales en función del valor de un mensaje GOOSE recibido.

Se pueden usar para sustituir cableado físico para enclavamientos o incluso ordenes de apertura o cierre de interruptores.

 

 

El disparo de interruptor es uno de los aspectos más críticos de la subestación y aunque existen subestaciones que usan mensajes GOOSE para esta actuación, muchas compañías eléctricas son reticentes al cambio y será necesario un período de prueba y mejora de la confianza en los equipos que manejan mensajes GOOSE para su uso de forma extensiva.

 

 


¿Como afecta la norma 61850 a los usuarios?

Fabricantes

Los fabricantes de equipos de protección, control,  SCADA, GATEWAYS tienen que incluir los protocolos de comunicaciones requeridos por la norma y adaptar sus herramientas para poder trabajar con los ficheros normativos.

Integradores

Deben conocer como se identifican las capacidades de los equipos en cuanto a servicios de comunicaciones e información proporcionada en los nodos lógicos  para poder acometer las tareas de automatización requeridas por el proyecto y conocer que equipos cumplen con los requisitos exigidos.

Compañías eléctricas

Las compañías eléctricas deben conocer las implicaciones de la norma IEC 61850 a la hora de especificar las subestaciones. La norma 61850 se puede aplicar en diferentes grados:

  • Opción 1: IEC 61850 para monitorización y telecontrol. Comunicación de equipos con sistema SCADA y remota de telecontrol.
  • Opción 2: IEC 61850 con automatismos GOOSE. Los equipos usados deberán contar con capacidad de publicar y suscribirse a mensajes GOOSE.
  • Opción 3: IEC 61850 con automatismos GOOSE y con medida digital. Será necesario que los equipos dispongan de tarjetas de entrada de medida en formato IEC 61850-9-2lite.

El uso de comunicaciones ethernet permite el uso de PTP (Precision Time Protocol). La misma fibra óptica de comunicaciones permite eliminar el cableado IRIG-B si los equipos y switches cumplen con la especificación de IEEE-1588v2 manteniendo sincronizaciones con precisión de microsegundo.

A su vez la norma IEC  61850 afecta a aspectos de especificación en la selección de funciones a digitalizar y los diagramas eléctricos. Los mensajes GOOSE que reemplazan cableado tradicional no aparecen en los esquemas eléctricos tradicionales. Es necesario identificar esta información y detallar como se puede comprobar su estado para las tareas de mantenimiento del sistema.

La norma IEC 61850 incluye un modo de pruebas detallado que permite verificar la funcionalidad del equipo sin afectar a la operación del mismo. Las compañías eléctricas tienen que evaluar si este modo de prueba es valido dentro de sus procesos, especificar su inclusión en los equipos requeridos y definir los procedimientos para que se pueda hacer uso del mismo.


Evolución de la norma IEC 61850

Nuevos campos de aplicación

Inicialmente la norma IEC 61850 se aplicaba únicamente a la automatización de subestaciones eléctricas. En la actualidad varios grupos de trabajo dentro de IEC trabajan para definir un modelo de información que permita la automatización de otros elementos del sistema incluyendo:

  • Plantas de generación hidroeléctrica y eólica.
  • Generación distribuida.
  • Vehículo eléctrico.

La edición actual de la norma: edición 2

Nos encontramos inmersos en la edición 2 de la norma. Dicha edición:

  • Mejora la interoperabilidad con respecto a la edición 1 (restringe varios aspectos opcionales).
  • Añade más información en los ficheros de configuración SCL para mejorar la ingeniería.
  • Incluye opciones de redundancia de red.
  • Mejora la definición de los modos de prueba de los equipos para mejorar tareas de mantenimiento.
  • Crea un modelo de información más preciso corrigiendo errores e incluyendo funciones (nodos lógicos) y plantillas de datos de otros campos fuera de la subestación eléctrica.

La edición 2.1 de la norma incluye correcciones detectadas en la edición 2. Se trata de una versión intermedia para solucionar problemas que no pueden esperar a la edición 3.

Hacia la tercera edición

La edición 3 incluirá:

  • Mejoras en la ingeniería. Las herramientas de ingeniería de los fabricantes ha sido uno de los puntos más criticados por los usuarios. En particular la incapacidad de trabajar con ficheros proporcionados por otras herramientas de otros fabricantes. El análisis de las carencias en los ficheros SCL, su mejora y la mayor experiencia de los fabricantes induce a pensar en una mejora en esta carencia.
  • Posibilidad de automatismos sencillos intercambiables basados en IEC 61131 y los nodos lógicos GAPC.
  • Definir perfiles básicos de aplicación, conocidos como BAP (Basic Application Profiles). Se trata de requisitos mínimos de funciones y servicios de comunicaciones necesarios para automatizar funciones concretas dentro de una subestación. Se espera que los fabricantes puedan acreditar que sus equipos son válidos para automatizar conjuntos de BAP prefijados.
  • Nuevo protocolo de comunicaciones (IEC 61850-8-2) basado en mensajes XML  para comunicaciones en entornos de generación distribuida. Este protocolo usa la tecnología de transporte XMPP, que inicialmente se diseñó para mensajería instantánea y que permite comunicaciones intermitentes con cientos de equipos. Siendo estos últimos los responsable de conectarse con servidores centrales cuando se encuentran operativos

Términos y abreviaturas

  • DNP3 – Distributed Network Protocol version 3. Protocolo de comunicaciones de automatización y telecontrol con capacidades serie y TCP-IP muy extendido en la automatización de subestaciones y comunicación con centros de control.
  • GOOSE – Generic Object Oriented Substation Event. Mensajes rápidos y fiables que se envían en la subestación para intercambiar información entre equipos y que pueden sustituir al cableado digital.
  • HMI– Human Machine Interface – Pantalla a través de la cual un operador interactúa con un equipo o un sistema SCADA de control.
  • IEC – International Electrotechnical Commission – Organización Internacional que desarrolla normativa relacionada con el mundo eléctrico.
  • IEC 60870-5-101/104 – Protocolo de telecontrol serie o TCP-IP muy extendido en la comunicación de subestaciones con centros de control.
  • RTU – Remote Terminal Unit – Equipo que recoge la información más importante de un sistema y la envía al centro de control en base a protocolos como DNP3 o IEC 60870-5-101/104.
  • SCADA – Supervisory Control and Data Adquisition – Sistema de control y supervisión de procesos automatizados como puede ser una planta de fabricación o una subestación eléctrica. Siendo los protocolos de comunicaciones para acceder a los datos dependientes del entorno de automatización.

ENSOTEST es una compañía que desarrolla herramientas de automatización basadas en el protocolo IEC 61850. UCA International Users Group.


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