Comunicación
de sistemas eléctricos basados en la Norma
IEC
61850: Desarrollo de caso usando sampled values en servicios Cliente-Servidor
Communication of electrical systems in the IEC 61850
Standard: Development of cases using sampled values in Client-Server
services
Fabián
Andrés Acevedo-Cardozo 1a, Laura Camila Calderón-Soto 1b ,
Juan Camilo González-Castillo 1C, Hermann Raúl
Vargas-Torres 1d
1Grupo de Investigación en Sistemas de Energía Eléctrica (Gisel), Escuela de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones, Universidad Industrial de Santander, Colombia.
Correo electrónico: a fabian.acevedo@correo.uis.edu.co, b laura.calderon@correo.uis.edu.co, c juan.gonzalez5@correo.uis.edu.co, d hrvargas@uis.edu.co
Resumen
Este artículo presenta una implementación del estándar internacional IEC 61850, diseñado para automatización, control y protección de subestaciones, usando servicios Cliente / Servidor, permitiendo consultar remotamente datos de variables. Con este propósito, se muestra el procedimiento realizado y se analiza la funcionalidad del protocolo de comunicaciones, desde el intercambio de datos y la información entre los dispositivos que componen la red propuesta. La realización de este trabajo se debe a la mayor penetración e influencia de la norma y cómo se debe implementar, entre otros aspectos.
Palabras clave: automatización de subestaciones; comunicación de subestaciones; GOOSE; IEC 61850; IED; Sampled Values; SCADA.
Abstract
This article presents
an implementation of IEC 61850 international standard, designed for automation,
control and protection of substations, using Client / Server services, allowing
to remotely query variable data. For this purpose, the procedure performed is
shown and the functionality of the communications protocol is analyzed, from
the exchange of data and information between the devices that make up the
proposed network. The realization of this work is due to the greater
penetration and influence of the norm, how it should be implemented, among
other aspects.
Keywords: IEC 61850; GOOSE; Sampled Values; automation
of substations; communication of substations; IED; SCADA.
1.
Introducción
Implementar sistemas de automatización de subestaciones (SAS) es una inversión de alto costo que tienen que asumir las compañías eléctricas. Uno de los principales objetivos de la automatización de subestaciones es la gestión eficiente del sistema de potencia mediante el control de la relación producciónconsumo. Inicialmente, los protocolos de comunicación entre los dispositivos electrónicos que conforman el SAS son propios de cada fabricante, lo cual acarrea varios inconvenientes para dicho sistema. Uno de estos es la interoperabilidad de los dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs), implicando a dispositivos de distintos fabricantes que cumplen las mismas funciones dentro del SAS no puedan operar dentro del mismo. Esto obliga a las compañías a tener que usar dispositivos de un único fabricante para cualquier reemplazo de los mismos. En algunos casos, se usan convertidores de protocolo costosos para garantizar la interoperabilidad de los IEDs [1]. Otro inconveniente, quizá el más importante, es la implementación de nuevas funciones de automatización debido a ampliaciones de la subestación, implicando un alto costo en el SAS.
Para hacer frente a estos problemas el EPRI investigaba la posibilidad de crear un estándar para sistemas de comunicación en subestaciones. Por otro lado, y de manera independiente, el comité técnico 57 de la IEC trabajaba en pro del mismo objetivo. Finalmente, en 1997 decidieron unir esfuerzos y el resultado de su trabajo fue el estándar IEC 61850 para las redes y sistemas de comunicación en subestaciones.
El estándar IEC 61850 permite mediante un modelo orientado a objetos, describir los dispositivos presentes en el SAS, sus funciones, interfaces de comunicación entre ellos para llevar a cabo las diversas tareas de automatización. En este documento se muestra cómo se modeló una subestación eléctrica siguiendo el estándar IEC 61850 para acceder a las variables eléctricas en los barrajes de un sistema de potencia (subestaciones) desde un PC (gestor del sistema) durante una simulación en estado transitorio del sistema de potencia. La simulación se realizó en ATP (Alternative Transient Program) y el estado de las variables se podrá consultar a través de la interfaz gráfica clientGUI de la librería OpenIEC61850.
2.
Antecedentes y descripción general del protocolo
Los mecanismos de intercambio de información se basan primordialmente en modelos de información bien estructurados. Los modelos de información y los métodos de modelado son la principal característica del estándar IEC 61850. Este estándar emplea el enfoque representado en la figura 1 para modelar la información común encontrada en los dispositivos de las subestaciones. Toda la información disponible para intercambio entre dispositivos de automatización se define en el estándar. El modelo proporciona para el SAS una imagen del
“mundo análogo” [2].
El estándar emplea el concepto de virtualización, el cual proporciona una visión de los aspectos relevantes de un dispositivo real (ej. interruptor) que son de interés para el inter-cambio de información entre los IEDs.
Como se describe en la norma IEC 61850, el enfoque del estándar es descomponer las funciones de la aplicación en entidades más pequeñas, las cuales se emplean para el intercambio de la información, esas entidades se denominan nodos lógicos (LN). Por ejemplo, una representación virtual de un interruptor se describe por el nodo lógico XCBR (ver figura 1). Una agrupación de varios nodos lógicos constituye un dispositivo lógico (LD) el cual podría representar una unidad de bahía.
De esta manera se pueden crear dispositivos lógicos (ver figura 2). Dicha figura muestra el modelo de un dispositivo físico, representado mediante un dispositivo lógico compuesto de varios nodos lógicos. El dispositivo lógico estará alojado en un dispositivo físico el cual tiene una dirección dentro de la red de comunicaciones de la subestación.
Un dispositivo lógico siempre se implementa en un dispositivo físico (IED), por lo tanto, estos no son distribuidos.
De acuerdo con su funcionalidad, un nodo lógico contiene una lista de datos, y cada dato, una lista de atributos dedicados. Por ejemplo, el nodo lógico XCBR contiene el dato “Pos”, el cual representa la posición del interruptor, y este último contiene el atributo “stVal”, el cual indica el valor actual de la posición del interruptor (abierto, cerrado, estado de transición o, defectuoso).
Los datos tienen una estructura y una semántica bien definida (dentro del contexto de un SAS), la información representada por los datos y sus atributos se intercambia mediante servicios de acuerdo con reglas bien definidas y con criterios de desempeño que se describen en la sección 5 de la norma IEC 61850. Los servicios se implementan por un medio de comunicación específico y concreto (SCSM, por ejemplo, usando MMS, TCP/IP y Ethernet entre otros).
Los nodos lógicos y los datos contenidos en un dispositivo lógico, son cruciales en la descripción y el intercambio de la información del SAS y en la interoperabilidad entre los diversos IEDs.
Los dispositivos lógicos, los nodos lógicos y los datos que contienen se deben
configurar. La razón principal de la configuración es seleccionar los nodos
lógicos apropiados y sus datos (los cuales se encuentran normalizados) y
asignar los valores específicos en las distintas instancias, por ejemplo,
referencias concretas entre instancias de los nodos lógicos (sus datos), los
mecanismos de intercambio, y los valores iniciales para los datos del proceso.
El estándar IEC 61850 especifica un formato de archivo para describir las configuraciones de comunicación entre los IEDs y los parámetros de los mismos, las
Los elementos tSubstation, tCommunication y tIED describen los modelos de la subestación, IEDs y el protocolo de comunicaciones. El elemento tHeader sirve para identificar un archivo de configuración SCL, su
versión, y para especificar las opciones para la asignación de nombres a las señales. El elemento
tDataTypeTemplates describe todos los tipos de nodos
lógicos instanciables creados por el usuario en forma de plantillas. Cuando todos los elementos están totalmente Figura 4. Subestación propuesta. Fuente: elaboración descritos, todo el diseño de SAS está completo. propia.
Para el modelado de la subestación
propuesta se utilizó la versión de evaluación de la
herramienta Visual SCL de la empresa ASE Systems Inc.
[7].
SCL propone los siguientes tipos de archivos (con sus respectivas extensiones) para la descripción del SAS:
a) System Specification Description (*.SSD file
extension).
b) Substation Configuration Description (*.SCD
file extension).
c) IED Capability Description (*.ICD file
extension).
d) Configured IED Files (*.CID file extension).
Cada uno de ellos fue desarrollado por la IEC con base en las distintas maneras y etapas del diseño de un sistema de automatización de subestaciones. Para el desarrollo de este caso se requiere el archivo de extensión *.ICD, el cual describe las capacidades (funciones) de un IED. Este archivo se carga en los IEDs, los cuales se encargan de interpretarlos y así quedar “programados” para desempeñar las diversas tareas del SAS.
La figura 6 muestra el resultado final del elemento Substation. En ella se pueden apreciar, fuera de los cuadros azules, los nodos lógicos ubicados a nivel de bahía. Los nodos lógicos ubicados en los equipos primarios se observan a la derecha de los mismos.
El tercer elemento del modelado corresponde a los IEDs (elemento IED), en este caso un PC actúa como IED de una subestación de generación, por lo tanto, existe un solo dispositivo físico en la misma. Dentro de cada dispositivo físico se deben establecer los dispositivos lógicos, encargados de desempeñar las tareas de automatización y control.
Para la subestación de generación se crearon ocho dispositivos lógicos (ver figura 7).
Estos dispositivos cumplen las siguientes funciones:
a) CTBH: controlador de bahía de la línea proveniente desde el generador. Se encarga de alojar los distintos relés para la protección de la línea desde ese lado de la subestación, además alberga los nodos lógicos de los equipos de corte y seccionamiento. Tiene los nodos lógicos CILO, CSWI, XSWI y XCBR.
b) CTRAF1: controlador del primario del transformador. Se encarga de alojar la protección de sobrecorriente del devanado primario, de controlar la posición de los equipos de corte y seccionamiento del primario del transformador, también alberga los nodos lógicos de los equipos primarios (transformadores de instrumentación, de potencia y equipos de corte y seccionamiento).
c) Tiene los nodos lógicos CILO, CSWI, IHMI MMXU, PIOC, PTRC, TCTR, TVTR, XSWI, XCBR y YPTR.
d) del secundario del transformador. Se encarga de alojar la protección de sobrecorriente del devanado secundario, de controlar la posición de los equipos de corte y seccionamiento del secundario del transformador, también alberga los nodos lógicos de los equipos primarios (transformadores de instrumentación y equipos de corte y seccionamiento). Tiene los nodos lógicos CILO, CSWI, IHMI MMXU, PIOC, PTRC, TCTR, TVTR, XSWI y XCBR.
e) CTL1: controlador de bahía de línea. Se encarga de alojar los distintos relés para la protección de la primera de las cuatro líneas, desde ese lado de la subestación; además alberga los nodos lógicos de los equipos de corte y seccionamiento. Tiene los nodos lógicos CILO, CSWI, XSWI y XCBR. Los dispositivos lógicos CTL2, CTL3 y CTL4 son idénticos al CTL1.
f) IHM: representa la interfaz hombre máquina, contiene el nodo lógico IHMI y se localiza a nivel de bahía y de estación o donde se requiera una interfaz hombre máquina; para el caso particular de la subestación se ubicó un solo IHMI a nivel de bahía dentro de cada nivel de tensión.
Para el elemento Communication se estableció un único Access Point (S1) para toda la subestación, al igual que una sola subred (W01).
El siguiente elemento corresponde a la plantilla de datos (DataTypeTemplates). Allí se describieron todos los tipos de nodos lógicos instanciables que se usaron para el modelado del sistema. Esta descripción se basa en la elección de los nodos lógicos, los datos y los atributos de datos que los conforman.
3.2 Simulación
del sistema propuesto
Con el objetivo de obtener valores de proceso de la subestación y transmitirlos a través de la red se plantearon dos simulaciones, una en estado estable y otra en estado transitorio; la primera para obtener los valores de estado estable del sistema de potencia debido al flujo de carga, y la segunda para analizar el transitorio electromagnético debido a un evento ocurrido dentro del sistema de potencia.
La simulación en estado estacionario se llevó a cabo utilizando la herramienta computacional PowerWorld Simulator.
El sistema eléctrico de potencia (ver figura 3), consta de cuatro barras, dos de ellas destinadas a generación y las dos restantes destinadas a carga. El sistema agrupa ocho líneas de transmisión a nivel de 230 kV, el grupo de generación está conformado por máquinas síncronas a 13,8 kV y un transformador encargado de elevar dicha tensión al nivel de las líneas de transmisión.
Los parámetros de las líneas de transmisión se tomaron los que se muestran a continuación, (ver figuras 9, 10, 11 de Power System Stability And Control, McGraw-Hill y 12).
[8] y corresponden al nivel de tensión de 230 kV (ver
figura 8). De la simulación en estado estacionario del sistema propuesto se obtuvieron los datos relacionados en la
Los parámetros utilizados para el resto de elementos son figura 12.
Para la simulación en estado transitorio [9] se utilizó la herramienta computacional ATPDraw (Altenative Transient Program)[10] con el objetivo de analizar los fenómenos del sistema de potencia bajo distintos eventos, además de proporcionar los datos de proceso que fueron transmitidos entre las computadoras implementando el protocolo IEC 61850. Los datos de proceso escogidos para la transmisión fueron las tensiones y corrientes en las barras del sistema y las posiciones de los equipos de conmutación, ya que son servicios soportados por la librería.
El esquema de la simulación en estado transitorio, empleando ATPDraw (ver figura 14).
El modelo utilizado para el transformador de potencia fue el BCTRAN, conectado como una bancada de transformadores monofásicos. Este se escogió debido a la similitud con los parámetros del modelo del transformador de PowerWorld.
Los parámetros requeridos por los modelos de líneas de trasmisión son los mismos en ambos programas. En ATP se utilizó el modelo LINEPI_3.
Los valores de estado estable obtenidos a partir de la simulación del flujo de carga en PowerWorld, fueron utilizados como valores iniciales para la simulación en estado transitorio y se emplearon para calcular los valores de las impedancias de las cargas justo en el instante anterior a la falla.
Las fallas trifásicas sólidas fueron realizadas en las barras de carga. Todas las fallas fueron realizadas a los 0,1 segundos con respecto al inicio de la simulación, algunos de los resultados para la falla en la barra 3 (ver figuras 15 y 16).
Los valores de posfalla obtenidos a partir de PowerWorld fueron contrastados con los obtenidos a través de ATP, y difieren en un error menor al 5% para las tensiones, como para las corrientes.
Las figuras 17 y 18 muestran la corriente y la tensión en la carga 2 debido a una falla en la barra 3 despejada a los 0,1 segundos, (200 milisegundos después de iniciar la simulación).
3.3
Implementación
Para llevar a cabo la transmisión de los datos entre computadoras con el protocolo IEC 61850 se utilizó la librería OpenIEC61850 [11] [12], la cual es una implementación de código abierto del estándar IEC 61850 bajo la licencia LGPL. La librería está escrita en Java y se compone de un cliente y el servidor MMS.
Los servicios ACSI que soporta son los siguientes:
a) Servicios de modelo de asociación
b) Todos los servicios GetDirectory y
GetDataDefinition
c) GetDataValues y SetDataValues
d) Los modelos servicios para DATA-SETS
e) Servicios Report-Control-Block (sólo cliente)
f) Control
El desarrollo de OpenIEC61850 fue iniciado por los institutos Fraunhofer ISE y OFFIS, y por la empresa Energy & Meteo Systems GmbH, como parte del proyecto de investigación eTelligence financiado por Ministerio Federal Alemán de Economía y Tecnología. Actualmente, el proyecto de investigación
OpenIEC61850 lo patrocina el instituto Fraunhofer ISE.
La librería OpenIEC61850 establece la comunicación entre cliente y servidor implementando el protocolo de comunicación IEC 61850 e interpreta el archivo de extensión *.icd (creado por el usuario) para escanear los nodos lógicos con todos sus datos y atributos. La consulta de los datos se hace a través de la interfaz gráfica ClientGUI.
3.3.1 Implementación del servidor de la subestación propuesta
Tal cual como está desarrollada, la librería no permite directamente la escritura de datos (de nivel de proceso de subestación) por parte del usuario, lo cual condujo a modificar parte del código fuente para la inserción de los datos de proceso provenientes de la simulación desarrollada en ATP. Las modificaciones se hicieron sobre el archivo “SampleServer.java”.
Las modificaciones principales al servidor se hicieron sobre la base de los datos y sus correspondientes atributos definidos en el estándar IEC 61850. Un atributo de un dato (DAType) es una clase que tiene un nombre, una indicación (presencia) si el atributo es obligatorio u opcional y, BasicTypes.
Los BasicTypes (por ejemplo, BOOLEAN y INT8) son usados para construir PrimitiveComponents y CompositeComponents. Los PrimitiveComponents deben tener un nombre, una presencia y un BasicType (por ejemplo, Nombre = i, Presencia = Mandatory, BasicType = INT32). Los CompositeComponents se construyen por uno o más PrimitiveComponents de cada BasicType (por ejemplo, Nombre = mag de tipo AnalogueValue que comprende dos
PrimitiveComponents i (de INT32) y f (de FLOAT32)). Los CompositeComponents
y PrimitiveComponents se emplean para definir las Common Data Class. El concepto de
DAType se muestra en la figura 19.
Los BasicTypes se muestran en la figura 20. La figura 21 ilustra cómo se compone un dato (contenido en un LN) por sus atributos, y como estos últimos se componen por CompositeComponents y PrimitiveComponents de cada BasicType.
Con base en la estructura de los DATypes fueron agregadas las líneas encerradas en el rectángulo amarillo que se muestran en la figura 22. Estas líneas sirven para crear variables computacionales (atributos o DATypes) a partir del modelado de la subestación (archivo *.icd), ejecutando el método findModelNode de la clase ServerModel e indicando su BasicType.
Los atributos creados fueron los necesarios para construir los datos que representen las tensiones y las corrientes en el primario y el secundario del transformador, en la barra 1 (subestación) del sistema de potencia propuesto. Adicionalmente, se crearon atributos como la calidad q, y la estampa de tiempo t, necesarias en un SAS.
El servidor de OpenIEC61850 organiza los atributos en una lista antes de transmitirlos al cliente, dicha lista fue organizada con los atributos previamente creados, y se muestra en las líneas encerradas dentro del cuadro en la figura 23.
Los datos provenientes de la simulación fueron guardados en un archivo de extensión *.csv (datos separados por comas), con el objetivo de utilizar la librería Javacsv para su manipulación dentro de OpenIEC61850.
Las líneas dentro del cuadro rojo de la figura 24 capturan el archivo *.csv y leen el encabezado del mismo, mientras que las del cuadro violeta, asignan a una variable creada (de tipo flotante. Ej.: TRAF1MMXU1ApshAMag) el valor contenido en la columna del archivo *.csv (datos de simulación) correspondiente al nombre del encabezado de dicha columna.
Las líneas agregadas dentro del cuadro verde en la figura 24, asignan a los DATypes creados, los valores de la simulación a través del método setFloat. Las últimas dos líneas dentro del cuadro verde asignan los valores de los atributos q y t.
Finalmente, el servidor envía los datos de la simulación al cliente con una frecuencia de 1 ms como se observa en la figura 25.
Las figuras 26 y 27 muestran la implementación del protocolo IEC 61850 en un modelo de comunicación cliente-servidor, que transmite los datos de proceso (simulación) de la subestación modelada, en una red LAN cableada por dos laptops usando un “switch” industrial. Se eligió una red LAN cableada para no depender del medio de transmisión aéreo y disminuir la latencia. En las subestaciones se usa fibra óptica como medio de transmisión.
Se puede observar en la figura 26 el servidor iniciado, enviando la estructura del modelo jerárquico de la subestación solicitada por el cliente, y en la figura 27 resolviendo la solicitud del cliente, que pide los valores de los atributos.
4.
Conclusiones
Se modeló una subestación eléctrica junto con los equipos de corte y seccionamiento, protección de sobrecorriente y medida siguiendo el estándar IEC 61850 usando la herramienta VisualSCL.
Se utilizó la librería OpenIEC61850 para establecer la comunicación entre dos computadoras dentro de un modelo de comunicación cliente-servidor.
Adicionalmente se empleó la interfaz gráfica ClientGUI para monitorizar las variables eléctricas durante ciertos escenarios de falla del sistema.
La velocidad de entrega de los datos dependera de que tan filtrada este la informacion enviada, cuantas variables desea enviar y cuantas realmente de estas utilizará su sistema, los canales de comunicación y la redundancia de la red en caso de fallas, entre más claro se tenga estos parametros se aprovechará mucho mejor este protocolo de comunicación.
La ventaja del protocolo de comunicaciones es tener variables del sistema de una manera más rapida y eficaz,
5. Recomendaciones
Dado que el proyecto OpenMuc Framework del
Fraunhofer Institute, desarrolla software relacionado con la comunicación dentro de redes inteligentes (Smart Grids) sin ningún tipo de restricción de uso, ya que todo el software es liberado bajo licencia LGPL, se recomienda explorar los proyectos de medición inteligente jDLSM, jMBus y jSML, con el objetivo de crear aplicaciones relacionadas con la medición eléctrica inteligente.
Agradecimientos
Agradecemos a los ingenieros desarrolladores de la librería OpenIEC61850, especialmente a Michael Zillgith del Fraunhofer ISE, por atender desinteresadamente nuestras inquietudes. Igualmente, a ASE Systems Inc., por otorgarnos la licencia del software Visual SCL para la etapa de modelado.
Referencias
[1]
R. E. Mackiewicz,
“Overview of IEC 61850 and Benefits”, IEEE Power Engineering Society General
Meeting, 2006.
[2]
IEC 61850,
IEC, Edition 2.0 2013-03
[3]
IEC 61850-7, IEC 2011
[4]
IEC 61850-1, IEC 2011
[5]
K-P. Brand, et al. “Substation
Automation Handbook”. Utility Automation Consulting Lohmann,
[6] Germán Pugliese-ABB, “IEC 61850: El estándar de integración eléctrica del futuro”, 2005.
[7]
Visual
SCL User Manual.
Applied Systems
[8]
Kundur Prabha, Power System
Stability And Control, McGraw-Hill Education (India) Pvt Limited, 1994.
[9]
Arrillaga, C. P. et al, Computer modelling of electrical
power systems, John Wiley, 1983
[10]
László Prikler, Hans
Kristian Høidalen, ATP Draw, SINTEF Energy Research.
[11]
IEC 61850 Protocol API User Manual
- Protocol
[12]
OpenIEC61850 - Overview,
Disponible en http://www.openmuc.org/index.php?id=35, [Última consulta: 31 de Enero
de 2017]