IV SEMINARIO DE PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS – 18 al 20 de Julio 2012 Aplicación Real de IEC61850 Modernización de 30 Subestaciones Eléctricas Henry Mendoza Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
Objetivos • Introducción al protocolo IEC61850 • Programa de Modernización de la Subestación • Modernización de la Subestación Guarujá 2 – Aplicando el suite de Protocolos IEC 61850 – Definición y Manejo del Proyecto – Arquitectura de Red – Tipo de Controles – Aplicando los mensajes GOOSE IEC 61850 para automatización, bloqueos y funciones de Protección • Conclusiones and resultados
Partes del Protocolo
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Fusion del UCA2 (1994) y IEC 61850
Expertos de Nuestra Industria Administrando el Futuro de IEC-61850 • UCA International Users Group (UCAIUG) es responsable de administrar la conformidad del estándar. – Diseño de Pruebas de Conformidad, Acreditación de Laboratorios de Pruebas – Responsable de documentar soluciones a nuevos problemas, actualización y mantenimiento de procesos de Pruebas.
• IEC Technical Committee (TC) 57 Working Group (WG) 10 define la acción correctiva para corregir nuevos problemas – Expertos de la Industria definen el proceso de la solución en Technical Issues (TISSUES).
Metas de Estandarizacion de Comunicaciones del IEC 61850 • Interoperabilidad – Capacidad de dos o mas IEDs del mismo o diferente fabricante, de intercambiar información y usarla para la ejecución apropiada de funciones especificas (IEC 61850-1)
• Intercambiabilidad – La capacidad de substituir un IED de un fabricante con otro IED de diferente fabricante SIN substituir otros elementos del sistema (IEC 61850-1)
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Tipos de Conexiones para Conversaciones IEC-61850
Diagrama IEC 61850 Ilustrando Todos los Tipos de Conexiones
IEC 61850 Combina Múltiples Protocolos 1.
Auto-Descripción de IED – Visualización usando MMS
2.
SCADA, SER/SOE, y Diagnósticos – Reportes usando MMS
3.
Control para SCADA y sus Diagnósticos – Control usando MMS
4.
IED a IED o Relé a Relé – Mensajes GOOSE
5.
Valores de CT/PT Digitales – Sampled Values
6.
Estructura de Configuración de Comunicaciones de IEDs – XML basado en Substation Configuration Language (SCL)
7.
Sincronización de Estampa de Tiempo – IRIG, SNTP
IEC 61850 Estandariza el Flujo de Datos en un Sistema de Automación • El Nombre y Movimiento de Datos Operacionales – Para Monitoreo, comando de control, interfase del Operador — Arquitectura Cliente/servidor, “host/IED”
• El Nombre y Movimiento de datos en tiempo real – Protección, Enclavamientos, Automatización, Valores de Muestreo — “peer-to-peer”, IED/IED
• El Nombre y Movimiento de la Configuración de los Datos y Ajustes —Archivo de Configuración de tipo y formato, Nombres de Datos y Atributos descritos en SCL (Substation Configuration Language)
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Data para SCADA de Otros Protocolos es Encontrada por Índices o Direcciones Cliente
Grupo Comun de Data con Etiquetas
Acceso por indice o direccion
V
A
L
O
R
Base de Datos para SCADA en IED (ejemplo: Mapa DNP3)
Direccionamiento de Registros No Es Intuitivo Voltaje Fase B en Registros 10 y 11
“Necesito Voltaje Fase B del Interruptor #1 de 345KV”
Auto-Descripción de Nombres Estandar en IEC-61850
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Agrupación Lógica de LN por IEC-61850 Group Indicator
Logical Node Groups
A
Automatic control
C
Supervisory control
G
Generic function references
I
Interfacing and archiving
L
System Logical Nodes
M
Metering and measurement
P
Protection functions
R
Protection related functions
S
Sensors, monitoring
T
Instrument transformer
X
Switchgear
Y
Power transformer, related functions
Z
Further (power system) equipment
Posible Nombres Estándar de Nodos Lógicos para Protección de Línea • • • • • • • • • • • •
PDIS Distance Protection PTUV Time Undervoltage Protection RDRE Disturbance Recording RREC Automatic Reclosing RBRF Breaker Failure RCPW Carrier/Pilot Wire Protection RFLO Fault Locator RSYN Synchrocheck CALH Alarm Handling CSWI Switch Controller CILO Interlocking IHMI Operator Interface
ILOG Data Logging
GAPC Automatic Process Control
MMXU Measuring
GGIO Generic I/O
XCBR Circuit Breaker
XSWI Switch
SIMU Insulation Medium Measurement
SARC Arc Detection Monitoring
SPDC Partial Discharge Monitoring
TCTR Current Transformer
TVTR Voltage Transformer
LLNO Base Logical Node
GTES Test Generator
Posible Contenidos del Nodo Lógico XCBR para Data de Posicion
Nodo Logico y Atributos de Data
Data y Referencia de Atributos
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Auto-Descripción hacia MMS
Equipos Logicos
Nodos Logicos Equipos Fisicos
Datasets Configurados por Usuario
Data de Nodo Lógico PDIS e Intercambio de Comunicaciones Station Remote HMI
Remote HMI
Start / Pickup Trip Fault Information Settings
Settings
UCA2 GOMSFE, 61850 Reports or SEL Fast Message
LAN
Event Handler Other Functions Trigger
Logical Node PDIS Distance Protection
Start / Pickup Trip Fault Information
GSE, SEL Other Functions MIRRORED BITS or Internal Trigger Block Logic
Bay LAN or Within IED
Unblock Operated
Circuit Breaker Switchgear Position Digital Input
VT, CT 3-Phase Voltage 3-Phase Current Analog Inputs
Circuit Breaker Trip Command Digital Output
SMV or Hardwire
Hard Wired I/O Or Process LAN
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Conexiones Lógicas entre Nodos Lógicos y PDIS Station LAN Reporting CALH
Alarm Handler
Human-Machine Interface
IHMI
PDIS
ITCI
Telecontrol Interface
RBRF
Breaker Failure
XCBR
Circuit Breaker
RREC
Recloser
RDRE
Disturbance Recorder
RFLO
Fault Locator
ITMI
Telemonitoring Interface
Bay LAN IED GSE and Internal Logic
Los Dispositivos Físicos (PDs) contienen Nodos Lógicos (LNs) PD4 LN2
LN8
PD1 LN3
LN9
LN1 LN7 LN6 LN5
LN4 PD2
PD1 Station Computer PD2 Synchronizer PD3 BCU PD4 BPU
PD3
Asociación Lógica Entre Nodos Lógicos PD4 LN2
LN8
PD1 LN3
LN9
LN1 LN7 LN6 LN4 PD2
LN5 PD3
PD1 Station Computer PD2 Synchronizer PD3 BCU PD4 BPU
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Combinación de Nodos Lógicos para Crear Funciones Functions F1
F2
F3
Logical Nodes
Synchronized CB Switching
Distance Protection
Overcurrent Protection
HMI (IHMI)
LN1
LN2
LN3
Synch Check (RSYN)
LN4
Breaker (XCBR)
LN5
PD1 Station Computer PD2 Synchronizer PD3 BCU PD4 BPU
PD1
PD2
Distance Protection (PDIS)
LN7
PD3
Physical Devices
LN6
PD4
LN8
Overcurrent Protection (PTOC)
LN9
Las Funciones (F) Pueden Conectar Muchos Dispositivos Físicos PD4 LN2
F2
LN8
PD1 LN3
LN9 F3
LN1 LN7 F1 LN4 PD2
LN6 LN5 PD3
PD1 Station Computer PD2 Synchronizer PD3 BCU PD4 BPU
Otros Aspectos de un Sistema de Automación están Fuera del Alcance del IEC 61850 • Automatización Interna del IED (IEC-61131, Logic) • Acceso de Ingeniería (Telnet, FTP) • Algoritmos de Funcionalidad – Protección, Control, Monitoreo, Medición
• Métodos para Configurar el IED (por Puerto Frontal, Software Propietario de Fabricante, etc) • Métodos de Análisis y Diagnostico (Monitoreo o Espia de Numero de Secuencia de GOOSE, de Trafico en Ethernet, etc.)
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Substation Configuration Language (SCL) • SCL es un método estandarizado para la descripción de dispositivos y el sistema para la Ingeniería de Comunicaciones • Es utilizado para describir como los dispositivos y sistemas van a operar • Describe de donde provienen los datos potenciales (Nodo Lógico de Origen) y a donde van (Nodo Lógico de Recepción) • Esta Definido en la Parte 6, del IEC 61850
SCL es utilizado para crear Varios Archivos de Configuración Necesarios SSD
System Specification Description Creado de Diagramas y Especificaciones del equipos de Subestacion (ejemplo: Nameplate,etc)
SCD
Substation Configuration Description Descripción de comunicaciones y Nodos Lógicos que satisfacen el SSD
ICD
IED Capability Description Descripccion de Capabilidad de Fabrica (Default) de un IED no instalado
CID
Configured IED Description Subconjunto de SCD que describe el IED en el contexto de la instalación existente.
IEC 61850 Define los Métodos para Configuraciones y Comunicaciones Archivo-ICD Fabricante X
Fabricante X Carga la Funcionabilidad Default via el Archivo XML con extension *.ICD
Archivo CID Cargado en IED Configurado
Archivo ICD Precargado en IED
Archivo-ICD Fabricante Z
Archivo-ICD Fabricante X
Herramienta de Software para Configuracion de IED y Comunicaciones
ArchivoCID
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Una Red IEC 61850 debe que soportar múltiples protocolos
IEC 61850 GSE and Logical Nodes
UCA GOOSE and Data Bricks
FTP, Telnet
DNP LAN / WAN, Modbus® TCP
Proprietary protocol, settings, diagnostics, Time Synchronization, tunneled serial protocols
Estandarizar Métodos de Comunicación para Datos de Misión Critica • • • •
•
Metodos de “collision and retry” para Ethernet no es aceptable para Prevencion de Perdida de Paquetes. Uso de “store and forward” en equipos de comunicacion Ethernet para evitar saturacion de la red. Mensajes Criticos NECESITAN Prioridad IEEE 802.1.P, 1.Q, 1.W añadio Prioridad, VLAN y RSTP a los Switches Ethernet para ser usado por todos protocolos TCP/IP en redes Ethernet. Switches Administrados crean Virtual LANs para manejar routing de Prioridad.
IV SEMINARIO DE PROTECCIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS – 18 al 20 de Julio 2012 Aplicación Real de IEC61850 Modernización de 30 Subestaciones Eléctricas Henry Mendoza Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
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Objetivos • Programa de Modernización de la Subestación • Modernización de la Subestación Guarujá 2 – Aplicando el suite de Protocolos IEC 61850 – Definición y Manejo del Proyecto – Arquitectura de Red – Tipo de Controles – Aplicando los mensajes GOOSE IEC 61850 para automatización, bloqueos y funciones de Protección • Conclusiones and resultados
Elektro Eletricidade e Serviços S.A., una Empresa de Distribución en Brasil • 120 subestaciones • 74,300 km de líneas de Distribución • 1,900,000 Clientes, 5,700,000 Personas atendidas
Primera Etapa de Modernización de las Subestaciones inició en el 2000 • Modernización es un factor crucial para el desarrollo de la compañía • Etapas definidas – Cada etapa incluye modernización de un grupo de subestaciones – La primera etapa culmino en el 2006 • Automatización tradicional, RTU, DNP3, y conexión por cableado entre los IEDs
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Segunda Etapa del programa de modernización inició en el 2006
La modernización completa de 30 subestaciones en 4 años, en Voltajes de 13.8 kV a 138 kV
La red de Elektro incluye protocolos IEC 61850, Telnet, FTP, y SEL
Guarujá 2: La primera Subestación Modernizada fue energizada el 12 de Junio Guarujá 3 fue energizada el 23 de Julio
Guarujá 2 Guarujá 3
Sao Paulo State, Brazil
EL programa de Modernización de la segunda Etapa • Inicialmente seleccionaron el protocolo DNP3 para integrar los IEDs • Durante la etapa de la Propuesta, Elektro solicito una alternativa de solución en IEC 61850 • Se analizaron los Pro y Contras del Protocolo IEC 61850 – Implementación mas costosa – Entrenamiento requerido – Modificación de la filosofía de protección que inicialmente se propuso en el proyecto desarrollada sobre un sistema de Automatización tradicional
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Motivaciones para IEC 61850 • Alta Velocidad, Sistemas de Comunicación Basados en Ethernet • Interoperabilidad entre productos • Reducción Substancial en el uso de cables de cobre usando mensajes GOOSE IEC 61850 • Menor uso de conexiones físicas incrementa la disponibilidad y confiabilidad del sistema • No hay problema que sea obsoleto en corto tiempo • Sistema fácil de expandir
Main Bus
TR-2 33.3 MVA 138–13.8 kV
DS8
138 kV
Line 2
Line 1
CB1
Transfer Bus CB28
13.8 kV
Subestación Guarujá 2
CB27 CB3 CB26 CB25 CB24
138 kV
CB23 CB2 CB22 TR-1 33.3 MVA 138–13.8 kV
CB20 CB21
Requerimientos del Proyecto • Desarrollar esquemas de Control de Bahía a nivel de IED • Priorizar el uso de mensajes GOOSE, minimizando el uso de cables de cobre y Físicas I/Os • Se requiere un tiempo corto en Procesamiento de los esquemas lógicos para asegurar la correcta operación de las funciones de protección • La lógica personalizada debe tener el mismo tiempo de procesamiento tal como las funciones de protección de los IEDs
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Requerimientos del Proyecto • Aplicar esquemas lógicos redundantes en todo momento – Las lógicas deben ser implementadas en dos IEDs • No permitir que una falla simple de comunicación de la red Ethernet comprometa la ejecución de los esquemas Lógicos • Proveer redundancia al control de los Interruptores de 138 kV y desconexión de las Cuchillas
Distribución de los IEDs en las Bahías 13.8 kV
Voltage Regulator Controller
138 kV DS6 DS1
DS3
DS2
DS4 CB1
DS5
Bay Controller 1 Protection 50/51, 50N/51N, 67N, 27, 59 Controls, Metering, Monitoring
Bay Controller 2 Protection 50/51, 50N/51N, 67N, 27, 59 Controls, Metering, Monitoring DS7
Bay Controller 3 Protection 50/51, 50N/51N, 67N, 27, 59 Controls, Metering, Monitoring
TR1
CB2
Feeder Relay Protection 50/51, 50N/51N, 79, 81 Controls, Metering, Monitoring
Transformer Diff Protection Relay 87, 50/51, 50N/51N Voltage Regulator Controller TR2
DS8
• • •
• • •
CB3
Transformer Diff Protection Relay 87, 50/51, 50N/51N
• • •
Arquitectura de Comunicación Guaruja 2 WAN
Control Center
Remote Engineering Access
Local HMI Gateway A Gateway B Hot Standby IEC 61850 MMS only IEC 61850, FTP and Telnet IEC 61850 and DNP Over Ethernet DNP Over Ethernet, FTP and Telnet Hot Standby IRIG-B ALL
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Gateways Redundantes • • • •
• •
Pentium®
M, 1 GHz, 1 GB RAM, 2 GB flash, no Ventiladores, no partes móviles SAGE software suministrado por CEPEL SAGE se ejecuta sobre el sistema operativo Linux® Colección de Datos, Concentración y conversión de protocolos desde IEC 61850 Manufacturing Message Specification (MMS) hacia DNP3 LAN / WAN Envío de datos hacia la HMI Local y Centro de Control Configuración Hot / Standby
HMI local se ejecuta sobre una Computadora Industrial • Esta versión incluye disco duro de 40 GB • Sistema de Supervisión Control y Adquisición de Datos llamado ELIPSE E3 en un HMI Local • Sistema Operativo Windows Server 2003 • ELIPSE fue requerido por en las especificaciones de ELEKTRO • Soporta alrededor de 1050 señales Digitales, 230 señales analógicas y 100 mandos de Control
Control Local • Los mandos de Control Local son ejecutados por los IEDs • No se usan Selectores Externos • Redundancia para la ejecución de los Mandos de Control Locales en equipos de 138 kV • Los Interruptores y cuchillas de desconexión de 138 kV deben ser controlados por mas de un IED
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Control Local Display Mímico del Control de Bahía 1
Control Local Display Mímico del Control de Bahía 3
Panel del HMI Local • Monitor touchscreen 17-inch • Plataforma de Computo Industrial • Teclado y Ratón diseñado para uso en Subestación
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Mensajes GOOSE IEC 61850 • El mayor beneficio de la implementación de IEC 61850 • Reducción en número de cables de cobre y señales I/Os • Implementación múltiples lógicas complejas y con diferentes IEDs • Incremento de la confiabilidad, seguridad y disponibilidad del sistema • Reducción de las interrupciones del suministro eléctrico a los usuarios de ELEKTRO
Mensajes GOOSE para Automatización, Protección, y Interbloqueos • • • •
Falla de Interruptor (50BF) Protección de Barra 13.8 kV Transferencia Automática de Alimentadores Transferencia Automática de Cargas entre Transformadores • Restablecimiento automática de la Subestación • Transferencia Automática de funciones de Protección
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Status DS8
Falla de Interruptor (50BF) Ifault+load
Failed to Open
TRIP Bay Controller Protection A
Ifault
TRIP
Bay B Controller A Protection
B
Switch B
Bay B Controller A Protection
Redundant Switches
Switch A Ethernet Connections
Falla de Conexión Ethernet
Status DS8
Falla de Interruptor (50BF) Ifault+load
Failed to Open
TRIP
Bay Controller Protection A
Ifault
TRIP
Bay B Controller A Protection
B
Switch B
Cable or Switch Failure
Bay B Controller A Protection
Redundant Switches
Switch A Ethernet Connections
Mensajes GOOSE permiten Disparos Rapidos Falla de Barra
Ifault
TRIP
Ifault+load
Bay Controller Protection A B
Bay B Controller A Protection
Bay B Controller A Protection
Switch B
Bay B Controller A Protection Redundant Switches
Switch A
Ethernet Connections
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Mensajes GOOSE permiten Disparos Rapidos Falla de Barra
Ifault
Bay B Controller A Protection
Ifault+load
Bay TRIP Controller Protection A B
Bay B Controller A Protection
Switch B
Bay B Controller A Protection Redundant Switches
Switch A
Ethernet Connections
Monitore de la Conexión Ethernet Evita Disparos indeseados
Lógica de Protección de Barra
CCINnnn
Block Signal From Feeders Message Quality = 1 (Comm Failure) = 0 (Comm OK) 50P2 50G2
Switch B
A Ethernet Comm Card B
Switch A
B CCOUTnn Ethernet Comm Card Feeder Relay A
50P2 50G2
Comm Failure 0 0 1 1
100 ms
Feeder Fault 0 1 0 1
OR 0 1 1 1
NOT 1 0 0 0
Trip 0
Transformer Bay Controller
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Restablecimiento Automático • Solo un Interruptor de 138 kV • Si un Transformador de Potencia Falla, ambos son puestos fuera de servicio • Esquema de Automatización diseñado para aislar el transformador bajo falla, abriendo la cuchilla de 138 kV y el interruptor secundario del respectivo transformador, habilitando el re-cierre del circuito de 138 kV para volver a energizar todos los alimentadores
Restablecimiento Automático 13.8 kV
Voltage Regulator Controller
138 kV DS6 DS1
DS3
DS2
DS4 CB1
TR1
DS5
Bay Controller 2 Protection Controls, Metering, Monitoring
Feeder Relay Protection Controls, Metering, Monitoring
CB2
OPEN
TRIP CLOSE
TRIP Transformer Diff Protection Relay
CLOSE DS8
• • •
TRIP CLOSE
• • •
TRIP CLOSE
• • •
TRIP CLOSE
TRIP CLOSE Bay Controller 1 Protection Controls, Metering, Monitoring
DS7
TR2
CB3
TRIP CLOSE
All relays: Unblock Automation Block Automation
Transferencia Automática de Protección 50N
TRIP
B
Bay Controller Protection A
B
Bay Controller Protection A
B
Bay Controller Protection A
ISLGfault+load
El Operador inicia el esquema de transferencia Automática
Bay Controller Protection A B
TRIP
Switch B
Redundant Switches Switch A
Ethernet Connections
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Plataforma de Prueba • Se creo un replica del Sistema de Automatización típico en el laboratorio • Se simulo todos los Circuitos de Interruptor, cuchillas de desconexión, sensores, etc. • Se Aprobó, valido, y verifico la consistencia del sistema y cada esquema lógico de cada una de las 30 subestaciones • Se aceleraron las pruebas de Puesta en Servicio • Se Redujeron los errores encontrados durante las pruebas de campo
Plataforma de Prueba
Cables viejos removidos de la Subestación Guarujá 2
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Conclusiones • El acceso de Ingeniería remoto y la adquisición de Oscilografias contribuyen a un análisis rápido y a tomar oportunas decisiones • Monitoreo de equipamiento permite mantenimientos inteligentes y económicos • El sistema Automatizado redujo el tiempo en un 40 % durante la puesta en Servicio – Estandarización de los esquemas lógicos – Uso de los mensajes GOOSE de IEC 61850 – Plataforma de Pruebas
Conclusiones • Uso de los mensajes GOOSE de IEC 61850 redujo el uso de cables de cobre en un 50 % comparado con una solución tradicional • La reducción de los tiempos para despejar las fallas contribuyo a incrementar la calidad del sistema y tiempo de vida de los equipos, especialmente de los transformadores de potencia
Resultados • Despues de la modenización, una falla ocurrio en un transformador • El restablesimiento de la energia fue en pocos segundos para 17,000 clientes gracias a los esquemas automatizados • Sin la lógica, el tiempo de interrupción pudo haber sido de aproximadamente 1.5 horas
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Erramientas y equipos SEL para IEC-61850
SEL ACSELERATOR Architect – Substation Configuration Language (SCL) Engineering Software
SEL-2411 – I/O Automation Controller
SEL-751A – Feeders
SEL-710 – Motors
SEL-3351 Rugged Computer SEL-421 – Distance
SEL-2730 – Ethernet Switch SEL-451-4 – Bay Control
SEL-311L – Current Differential SEL-387E – Transformers SEL-451 – Distribution
SEL-487B – Buses SEL-787 – Transformers
Preguntas? https://www.selinc.com/61850products/
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