NORMA IEC-61850:
IEC 61850 es una norma internacional desarrollada por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) que establece un estándar para la comunicación en sistemas de automatización y protección en subestaciones eléctricas. Fue publicada por primera vez en el año 2004 y ha sido revisada y actualizada desde entonces. El objetivo principal de la norma IEC 61850 es proporcionar un enfoque estandarizado y armonizado para la comunicación entre dispositivos y sistemas en subestaciones eléctricas, con el fin de mejorar la interoperabilidad, la flexibilidad y la eficiencia en el funcionamiento de estos sistemas.
Algunos de los conceptos y características clave de IEC 61850 incluyen:
Modelo de Datos Común: La norma define un modelo de datos común basado en el estándar de lenguaje de descripción de datos llamado SCL (Substation Configuration Description Language). Esto permite que diferentes dispositivos y equipos de diferentes fabricantes puedan entenderse y comunicarse utilizando un lenguaje y estructura comunes.
Comunicación Basada en Ethernet: IEC 61850 utiliza Ethernet como medio principal para la comunicación entre dispositivos en una subestación. Esto reemplaza las conexiones de cableado punto a punto tradicionales y permite una arquitectura más flexible y escalable.
Servicios y Protocolos: La norma define una serie de servicios y protocolos de comunicación, como MMS (Manufacturing Message Specification) y GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event), que permiten la transmisión de datos y eventos entre los dispositivos en la subestación.
Orientado a Objetos: IEC 61850 utiliza una arquitectura orientada a objetos, lo que significa que los componentes de la subestación se representan como objetos con atributos y comportamientos definidos. Esto facilita la configuración y gestión de los dispositivos en la subestación.
Reducción de Cables: Al utilizar la comunicación Ethernet y el enfoque orientado a objetos, IEC 61850 permite reducir la cantidad de cables y conexiones necesarias en una subestación, lo que disminuye los costos de instalación y mantenimiento.
Interoperabilidad: La estandarización de la comunicación y el modelo de datos común mejoran la interoperabilidad entre dispositivos de diferentes fabricantes, lo que facilita la integración de sistemas y equipos de subestaciones.
IEC 61850 ha sido ampliamente adoptada en la industria eléctrica y se utiliza en subestaciones de transmisión y distribución de todo el mundo. Su implementación promueve la modernización de las infraestructuras eléctricas y permite la integración de sistemas de automatización y control avanzados en el sector eléctrico.
Topología de una Subestación:
La topología de una subestación según IEC 61850 se basa en la interconexión de dispositivos a través de redes Ethernet y protocolos de comunicación estándar, con niveles de bahía, proceso y estación que trabajan en conjunto para lograr un control y monitoreo eficiente de la subestación eléctrica.
La topología de una subestación según IEC 61850 se basa en la organización y la interconexión de los dispositivos utilizando protocolos y estándares de comunicación específicos.
En una subestación basada en IEC 61850, la topología puede describirse de la siguiente manera:
Bay Level (Nivel de Bahía): En este nivel, se encuentran los equipos principales de la subestación, como transformadores, interruptores, seccionadores, relés de protección, medidores, etc. Cada conjunto de equipos se considera una “bahía”. Cada bahía está representada como una entidad lógica y física en la arquitectura IEC 61850. Los dispositivos en una bahía se comunican entre sí utilizando el estándar GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event).
Process Level (Nivel de Proceso): En este nivel, se realizan funciones más complejas de control y monitoreo. Aquí, los dispositivos de protección, control y automatización están interconectados. El nivel de proceso se comunica con el nivel de bahía mediante la comunicación GOOSE y otros servicios de IEC 61850.
Station Level (Nivel de Estación): Este nivel se encarga de funciones de supervisión y control a nivel de la subestación completa. Puede incluir sistemas de supervisión de operaciones (HMI), sistemas de control, sistemas de adquisición de datos y otros dispositivos de gestión de la subestación.
Communication Network (Red de Comunicación): La topología de red en una subestación IEC 61850 es crucial. Se utilizan redes Ethernet y protocolos de comunicación como el MMS (Manufacturing Message Specification) y el Sampled Values (SV) para intercambiar información entre los diferentes niveles y dispositivos de la subestación.
IEDs (Intelligent Electronic Devices): Estos son dispositivos electrónicos inteligentes que realizan funciones de protección, control, medición y otros en la subestación. Los IEDs están equipados con capacidades de comunicación según IEC 61850 y se comunican entre sí para garantizar el funcionamiento coordinado de la subestación.
El Diagrama Unifilar (SLD) y la Norma IEC-61850:
El diagrama unifilar es el más básico de los diagramas que se utilizan para documentar la funcionalidad eléctrica de la subestación. Hace hincapié en la comunicación de las funciones de los equipos de potencia y del sistema de protección y control asociado. Los detalles sobre la conexión y la ubicación física no son tan importantes a menos que sirvan para comunicar una función. El reto consiste en incluir todos los datos necesarios sin que el diagrama deje de ser fácil de leer. Por lo tanto, el unifilar puede depender de una simbología no intuitiva para representar los dispositivos, ya que la función de comunicación es muy importante.
El bus de proceso toma las entradas analógicas de tensión y corriente y las entradas digitales y las convierte al protocolo IEC 61850. La salida es un flujo de datos a través de una conexión de fibra óptica, ya sea a equipos de gestión de datos o directamente a IED que realizan una función de protección.
Funciones automáticas en una Subestación:
FUNCIONES DE CONTROL:
- Apertura y cierre de Interruptores y Seccionadores.
- Función de bloquear y desbloquear aparatos de maniobras.
- Dar información para maniobras seguras.
FUNCIONES DE MONITOREO:
- Mostrar la configuración actual de la Subestación mostrando el estado de cada dispositivo con información de sus propios sesores o contactos.
- Procesando información que proviene de los los equipos y transformadores que nos muestran las condiciones operativas.
- Mostrando los eventos ocurridos por causas externas o fallas internas.
FUNCIONES DE ALARMAS:
- Anuncios de riesgos o alarmas de todas aquellas operaciones o condiciones que repersenten un riesgo o peligro.
- Alarmas Menores / Mayores detectadas en el sistema, generen o no un disparo de alguna protección.
- Indicación de alguna función anormal.
FUNCIONES DE MEDIDA:
- Mostrar valores de Corriente, tensión y otros parámetros.
- Indicación de Flujos de Cargas en Transformadores y en Líneas externas.
- Monitoreo del Voltaje y controlar actuación de los intercambiadores de Taps de los transformadores.
MONITOREO DE RELÉS DE PROTECCIÓN:
- Señalando señales de condiciones no deseables que pueden afectar a los relés de protección.
- Permitir cambios en los parámetros del relé de protección.
MONITOREO Y CONTROL DE CIRCUITOS AUXILIARES:
- Mostrar el estado actual de las fuentes de alimentación auxiliares.
- Manejar los Interruptores Automáticos de Transferencias y Generadores Auxiliares (ATS), UPS y Bancos de Baterías.
- Dar alarmas si hay alguna condición anormal.
PASADO / PRESENTE / FUTURO:
En el pasado, cuando no se había inventado el microprosesador ni las actuales computadoras, las funciones de protección de hacían con Relés Electromecánicos. Los relés electromecánicos han sido una parte fundamental de las subestaciones eléctricas desde hace muchas décadas. Estos dispositivos se utilizan para proteger y controlar los sistemas eléctricos, y han evolucionado considerablemente a lo largo de la historia. A continuación, te presentaré una breve historia de los relés electromecánicos en las subestaciones.
Los primeros relés electromecánicos comenzaron a desarrollarse a finales del siglo XIX y principios del siglo XX. Estos relés estaban basados en principios electromagnéticos y mecánicos. Utilizaban bobinas y contactos para detectar y responder a las condiciones anormales en los sistemas eléctricos. Estos relés fueron los primeros dispositivos de protección utilizados en las subestaciones eléctricas, y su funcionamiento se basaba en principios simples pero efectivos.
En las décadas siguientes, los relés electromecánicos se desarrollaron aún más para adaptarse a las necesidades de las subestaciones eléctricas. Se introdujeron relés diferenciales, que se utilizaban para detectar corrientes diferenciales entre dos o más transformadores o líneas de transmisión, lo que permitía protegerlos de fallas internas o externas. .
Con el avance de la tecnología, los relés electromecánicos fueron mejorando en términos de precisión, velocidad de respuesta y características de protección. Se introdujeron sistemas de temporización y ajustes más sofisticados, lo que permitía una mayor flexibilidad en la configuración y adaptación a diferentes condiciones de operación. Las comunicaciones entre subestaciones se hacían con “Onda Portadora” sobre las mismas líneas de transmisión colocándoles Filtros (Trampas de Ondas) en ambos extremos.
Sin embargo, a medida que avanzaba el siglo XX, surgieron nuevas tecnologías electrónicas y digitales que comenzaron a reemplazar gradualmente a los relés electromecánicos en las subestaciones eléctricas. Los relés electrónicos y digitales ofrecían ventajas significativas en términos de tamaño, precisión, comunicación y capacidad de procesamiento de señales.
Actualidad: En la actualidad, los relés electromecánicos son menos comunes en las subestaciones eléctricas modernas. Han sido reemplazados en gran medida por relés electrónicos y digitales basados en microprocesadores y tecnologías de comunicación avanzadas. Estos nuevos relés ofrecen una mayor funcionalidad, flexibilidad y capacidad de monitoreo y diagnóstico remoto.
Aunque los relés electromecánicos pueden ser considerados como tecnología obsoleta en comparación con las alternativas más modernas, aún se pueden encontrar en algunas instalaciones eléctricas antiguas o en regiones donde la infraestructura eléctrica no ha sido actualizada.
Bibliografía:
– Implementación del Protocolo IEC-61850 en SubEstaciones – Por: Mario Benítez Lobato
– Aplicación del Estándar IEC-61850 en Subestaciones – Por: Eduardo J. Molina O. y Oscar D. Flórez C.
– IEC-61850 – Zenon.
– DCS – Distributed Control Systems – OPEN2HIRE
– Video publicado por ABB: Introducción a la Norma IEC-61850: Comunicaciones y redundancia en Subestaciones Eléctricas
– Video publicado por Axon Group: Introducción al estándar IEC-61850
Nota: la información aquí mostrada es sólo para fines educativos e informativos.
Envíanos un mensaje por Email
Le responderemos en breve tiempo a su solicitud de Servicios o información requerida