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Universidad de San Carlos de Guatemala Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Mecánica Eléctrica APLICACIÓN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Juan José de la Cruz Molina Asesorado por el Ing. Endor Steve Ortíz del Cid Guatemala, marzo de 2021
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Universidad de San Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS
Juan Joseacute de la Cruz Molina
Asesorado por el Ing Endor Steve Ortiacutez del Cid
Guatemala marzo de 2021
UNIVERSIDAD DE SAN CARLOS DE GUATEMALA
FACULTAD DE INGENIERIacuteA
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS
TRABAJO DE GRADUACIOacuteN
PRESENTADO A LA JUNTA DIRECTIVA DE LA
FACULTAD DE INGENIERIacuteA
POR
JUAN JOSEacute DE LA CRUZ MOLINA
ASESORADO POR EL ING ENDOR STEVE ORTIacuteZ DEL CID
AL CONFERIacuteRSELE EL TIacuteTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
GUATEMALA MARZO DE 2021
UNIVERSIDAD DE SAN CARLOS DE GUATEMALA
FACULTAD DE INGENIERIacuteA
NOacuteMINA DE JUNTA DIRECTIVA
DECANA Inga Aurelia Anabela Cordova Estrada
VOCAL I Ing Joseacute Francisco Goacutemez Rivera
VOCAL II Ing Mario Renato Escobedo Martiacutenez
VOCAL III Ing Joseacute Milton de Leoacuten Bran
VOCAL IV Br Christian Moiseacutes de la Cruz Leal
VOCAL V Br Kevin Armando Cruz Lorente
SECRETARIO Ing Hugo Humberto Rivera Peacuterez
TRIBUNAL QUE PRACTICOacute EL EXAMEN GENERAL PRIVADO
DECANO Ing Angel Roberto Sic Garciacutea (a i)
EXAMINADOR Ing Julio Rolando Barrios Archila
EXAMINADOR Ing Byron Armando Cuyaacuten Culajay
EXAMINADOR Ing Sauacutel Cabezas Duraacuten
SECRETARIO Ing Hugo Humberto Rivera Peacuterez
HONORABLE TRIBUNAL EXAMINADOR
En cumplimiento con los preceptos que establece la ley de la Universidad de
San Carlos de Guatemala presento a su consideracioacuten mi trabajo de
graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS
Tema que me fuera asignado por la Direccioacuten de la Escuela de Ingenieriacutea
Mecaacutenica Eleacutectrica con fecha 10 de octubre de 2017
Juan Joseacute de la Cruz Molina
REF EIME 2482020 6 de octubre de 2020 Sentildeor Director Ing Armando Alonso Rivera Carrillo Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica Facultad de Ingenieriacutea USAC Sentildeor Director Me permito dar aprobacioacuten al trabajo de Graduacioacuten titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina que cumple con los requisitos establecidos para tal fin
Sin otro particular aprovecho la oportunidad para saludarle
Atentamente ID Y ENSENtildeAD A TODOS
Ing Fernando Alfredo Moscoso Lira
REF EIME 2492020 El Director de la Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica despueacutes de conocer el dictamen del Asesor con el Visto Bueno del Coordinador de Aacuterea al trabajo de Graduacioacuten del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS procede a la autorizacioacuten del mismo
Ing Armando Alonso Rivera Carrillo
Guatemala 6 de octubre de 2020
Decanato
Facultad de Ingenieriacutea 24189102 - 24189103
Escuelas Ingenieriacutea Civil Ingenieriacutea Mecaacutenica Industrial Ingenieriacutea Quiacutemica Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica - Escuela de Ciencias Regional de Ingenieriacutea Sanitaria y Recursos Hidraacuteulicos (ERIS) Post-Grado Maestriacutea en Sistemas Mencioacuten Ingenieriacutea Vial Carreras Ingenieriacutea Mecaacutenica Ingenieriacutea Electroacutenica Ingenieriacutea en Ciencias y Sistemas Licenciatura en Matemaacutetica Licenciatura en Fiacutesica Centro de Estudios Superiores de Energiacutea y Minas (CESEM) Guatemala Ciudad Universitaria Zona 12 Guatemala Centroameacuterica
DTG 111-2021
La Decana de la Facultad de Ingenieriacutea de la Universidad de San Carlos de
Guatemala luego de conocer la aprobacioacuten por parte del Director de la
Escuela de Ingenieriacutea en Eleacutectrica al Trabajo de Graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS presentado por el estudiante universitario
Juan Joseacute de la Cruz Molina y despueacutes de haber culminado las revisiones
previas bajo la responsabilidad de las instancias correspondientes autoriza la
impresioacuten del mismo
IMPRIacuteMASE
Inga Anabela Cordova Estrada Decana
Guatemala marzo de 2021 gdech
ACTO QUE DEDICO A
Dios
Mis padres
Mis hermanos
Mis tiacuteas y tiacuteos
Padre bueno fuente de vida y sabiduriacutea gracias
por permitirme culminar este camino y no
dejarme claudicar
Joseacute Pablo de la Cruz y Mariacutea Reyna Molina
por su incondicional apoyo y ensentildeanzas que
me brindaron para que pudiera lograr esta
meta
Gerardo y Paola de la Cruz por siempre estar
alliacute al pendiente y poder compartir con ustedes
esta alegriacutea
Por sus consejos y estar siempre dispuestos a
ayudar en los momentos maacutes difiacuteciles un
sincero agradecimiento a todos
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
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Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
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Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
UNIVERSIDAD DE SAN CARLOS DE GUATEMALA
FACULTAD DE INGENIERIacuteA
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS
TRABAJO DE GRADUACIOacuteN
PRESENTADO A LA JUNTA DIRECTIVA DE LA
FACULTAD DE INGENIERIacuteA
POR
JUAN JOSEacute DE LA CRUZ MOLINA
ASESORADO POR EL ING ENDOR STEVE ORTIacuteZ DEL CID
AL CONFERIacuteRSELE EL TIacuteTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
GUATEMALA MARZO DE 2021
UNIVERSIDAD DE SAN CARLOS DE GUATEMALA
FACULTAD DE INGENIERIacuteA
NOacuteMINA DE JUNTA DIRECTIVA
DECANA Inga Aurelia Anabela Cordova Estrada
VOCAL I Ing Joseacute Francisco Goacutemez Rivera
VOCAL II Ing Mario Renato Escobedo Martiacutenez
VOCAL III Ing Joseacute Milton de Leoacuten Bran
VOCAL IV Br Christian Moiseacutes de la Cruz Leal
VOCAL V Br Kevin Armando Cruz Lorente
SECRETARIO Ing Hugo Humberto Rivera Peacuterez
TRIBUNAL QUE PRACTICOacute EL EXAMEN GENERAL PRIVADO
DECANO Ing Angel Roberto Sic Garciacutea (a i)
EXAMINADOR Ing Julio Rolando Barrios Archila
EXAMINADOR Ing Byron Armando Cuyaacuten Culajay
EXAMINADOR Ing Sauacutel Cabezas Duraacuten
SECRETARIO Ing Hugo Humberto Rivera Peacuterez
HONORABLE TRIBUNAL EXAMINADOR
En cumplimiento con los preceptos que establece la ley de la Universidad de
San Carlos de Guatemala presento a su consideracioacuten mi trabajo de
graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS
Tema que me fuera asignado por la Direccioacuten de la Escuela de Ingenieriacutea
Mecaacutenica Eleacutectrica con fecha 10 de octubre de 2017
Juan Joseacute de la Cruz Molina
REF EIME 2482020 6 de octubre de 2020 Sentildeor Director Ing Armando Alonso Rivera Carrillo Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica Facultad de Ingenieriacutea USAC Sentildeor Director Me permito dar aprobacioacuten al trabajo de Graduacioacuten titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina que cumple con los requisitos establecidos para tal fin
Sin otro particular aprovecho la oportunidad para saludarle
Atentamente ID Y ENSENtildeAD A TODOS
Ing Fernando Alfredo Moscoso Lira
REF EIME 2492020 El Director de la Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica despueacutes de conocer el dictamen del Asesor con el Visto Bueno del Coordinador de Aacuterea al trabajo de Graduacioacuten del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS procede a la autorizacioacuten del mismo
Ing Armando Alonso Rivera Carrillo
Guatemala 6 de octubre de 2020
Decanato
Facultad de Ingenieriacutea 24189102 - 24189103
Escuelas Ingenieriacutea Civil Ingenieriacutea Mecaacutenica Industrial Ingenieriacutea Quiacutemica Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica - Escuela de Ciencias Regional de Ingenieriacutea Sanitaria y Recursos Hidraacuteulicos (ERIS) Post-Grado Maestriacutea en Sistemas Mencioacuten Ingenieriacutea Vial Carreras Ingenieriacutea Mecaacutenica Ingenieriacutea Electroacutenica Ingenieriacutea en Ciencias y Sistemas Licenciatura en Matemaacutetica Licenciatura en Fiacutesica Centro de Estudios Superiores de Energiacutea y Minas (CESEM) Guatemala Ciudad Universitaria Zona 12 Guatemala Centroameacuterica
DTG 111-2021
La Decana de la Facultad de Ingenieriacutea de la Universidad de San Carlos de
Guatemala luego de conocer la aprobacioacuten por parte del Director de la
Escuela de Ingenieriacutea en Eleacutectrica al Trabajo de Graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS presentado por el estudiante universitario
Juan Joseacute de la Cruz Molina y despueacutes de haber culminado las revisiones
previas bajo la responsabilidad de las instancias correspondientes autoriza la
impresioacuten del mismo
IMPRIacuteMASE
Inga Anabela Cordova Estrada Decana
Guatemala marzo de 2021 gdech
ACTO QUE DEDICO A
Dios
Mis padres
Mis hermanos
Mis tiacuteas y tiacuteos
Padre bueno fuente de vida y sabiduriacutea gracias
por permitirme culminar este camino y no
dejarme claudicar
Joseacute Pablo de la Cruz y Mariacutea Reyna Molina
por su incondicional apoyo y ensentildeanzas que
me brindaron para que pudiera lograr esta
meta
Gerardo y Paola de la Cruz por siempre estar
alliacute al pendiente y poder compartir con ustedes
esta alegriacutea
Por sus consejos y estar siempre dispuestos a
ayudar en los momentos maacutes difiacuteciles un
sincero agradecimiento a todos
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
42
Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
BIBLIOGRAFIacuteA
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link Suiza IEC 2003 29 p
12 IEC 61850-9-2 Communication networks and system in substations
Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
UNIVERSIDAD DE SAN CARLOS DE GUATEMALA
FACULTAD DE INGENIERIacuteA
NOacuteMINA DE JUNTA DIRECTIVA
DECANA Inga Aurelia Anabela Cordova Estrada
VOCAL I Ing Joseacute Francisco Goacutemez Rivera
VOCAL II Ing Mario Renato Escobedo Martiacutenez
VOCAL III Ing Joseacute Milton de Leoacuten Bran
VOCAL IV Br Christian Moiseacutes de la Cruz Leal
VOCAL V Br Kevin Armando Cruz Lorente
SECRETARIO Ing Hugo Humberto Rivera Peacuterez
TRIBUNAL QUE PRACTICOacute EL EXAMEN GENERAL PRIVADO
DECANO Ing Angel Roberto Sic Garciacutea (a i)
EXAMINADOR Ing Julio Rolando Barrios Archila
EXAMINADOR Ing Byron Armando Cuyaacuten Culajay
EXAMINADOR Ing Sauacutel Cabezas Duraacuten
SECRETARIO Ing Hugo Humberto Rivera Peacuterez
HONORABLE TRIBUNAL EXAMINADOR
En cumplimiento con los preceptos que establece la ley de la Universidad de
San Carlos de Guatemala presento a su consideracioacuten mi trabajo de
graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS
Tema que me fuera asignado por la Direccioacuten de la Escuela de Ingenieriacutea
Mecaacutenica Eleacutectrica con fecha 10 de octubre de 2017
Juan Joseacute de la Cruz Molina
REF EIME 2482020 6 de octubre de 2020 Sentildeor Director Ing Armando Alonso Rivera Carrillo Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica Facultad de Ingenieriacutea USAC Sentildeor Director Me permito dar aprobacioacuten al trabajo de Graduacioacuten titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina que cumple con los requisitos establecidos para tal fin
Sin otro particular aprovecho la oportunidad para saludarle
Atentamente ID Y ENSENtildeAD A TODOS
Ing Fernando Alfredo Moscoso Lira
REF EIME 2492020 El Director de la Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica despueacutes de conocer el dictamen del Asesor con el Visto Bueno del Coordinador de Aacuterea al trabajo de Graduacioacuten del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS procede a la autorizacioacuten del mismo
Ing Armando Alonso Rivera Carrillo
Guatemala 6 de octubre de 2020
Decanato
Facultad de Ingenieriacutea 24189102 - 24189103
Escuelas Ingenieriacutea Civil Ingenieriacutea Mecaacutenica Industrial Ingenieriacutea Quiacutemica Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica - Escuela de Ciencias Regional de Ingenieriacutea Sanitaria y Recursos Hidraacuteulicos (ERIS) Post-Grado Maestriacutea en Sistemas Mencioacuten Ingenieriacutea Vial Carreras Ingenieriacutea Mecaacutenica Ingenieriacutea Electroacutenica Ingenieriacutea en Ciencias y Sistemas Licenciatura en Matemaacutetica Licenciatura en Fiacutesica Centro de Estudios Superiores de Energiacutea y Minas (CESEM) Guatemala Ciudad Universitaria Zona 12 Guatemala Centroameacuterica
DTG 111-2021
La Decana de la Facultad de Ingenieriacutea de la Universidad de San Carlos de
Guatemala luego de conocer la aprobacioacuten por parte del Director de la
Escuela de Ingenieriacutea en Eleacutectrica al Trabajo de Graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS presentado por el estudiante universitario
Juan Joseacute de la Cruz Molina y despueacutes de haber culminado las revisiones
previas bajo la responsabilidad de las instancias correspondientes autoriza la
impresioacuten del mismo
IMPRIacuteMASE
Inga Anabela Cordova Estrada Decana
Guatemala marzo de 2021 gdech
ACTO QUE DEDICO A
Dios
Mis padres
Mis hermanos
Mis tiacuteas y tiacuteos
Padre bueno fuente de vida y sabiduriacutea gracias
por permitirme culminar este camino y no
dejarme claudicar
Joseacute Pablo de la Cruz y Mariacutea Reyna Molina
por su incondicional apoyo y ensentildeanzas que
me brindaron para que pudiera lograr esta
meta
Gerardo y Paola de la Cruz por siempre estar
alliacute al pendiente y poder compartir con ustedes
esta alegriacutea
Por sus consejos y estar siempre dispuestos a
ayudar en los momentos maacutes difiacuteciles un
sincero agradecimiento a todos
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
42
Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
BIBLIOGRAFIacuteA
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8802-3 Suiza IEC 2004 133 p
11 IEC 61850-9-1 Communication networks and system in substations
Part 9-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point
link Suiza IEC 2003 29 p
12 IEC 61850-9-2 Communication networks and system in substations
Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
HONORABLE TRIBUNAL EXAMINADOR
En cumplimiento con los preceptos que establece la ley de la Universidad de
San Carlos de Guatemala presento a su consideracioacuten mi trabajo de
graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS
Tema que me fuera asignado por la Direccioacuten de la Escuela de Ingenieriacutea
Mecaacutenica Eleacutectrica con fecha 10 de octubre de 2017
Juan Joseacute de la Cruz Molina
REF EIME 2482020 6 de octubre de 2020 Sentildeor Director Ing Armando Alonso Rivera Carrillo Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica Facultad de Ingenieriacutea USAC Sentildeor Director Me permito dar aprobacioacuten al trabajo de Graduacioacuten titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina que cumple con los requisitos establecidos para tal fin
Sin otro particular aprovecho la oportunidad para saludarle
Atentamente ID Y ENSENtildeAD A TODOS
Ing Fernando Alfredo Moscoso Lira
REF EIME 2492020 El Director de la Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica despueacutes de conocer el dictamen del Asesor con el Visto Bueno del Coordinador de Aacuterea al trabajo de Graduacioacuten del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS procede a la autorizacioacuten del mismo
Ing Armando Alonso Rivera Carrillo
Guatemala 6 de octubre de 2020
Decanato
Facultad de Ingenieriacutea 24189102 - 24189103
Escuelas Ingenieriacutea Civil Ingenieriacutea Mecaacutenica Industrial Ingenieriacutea Quiacutemica Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica - Escuela de Ciencias Regional de Ingenieriacutea Sanitaria y Recursos Hidraacuteulicos (ERIS) Post-Grado Maestriacutea en Sistemas Mencioacuten Ingenieriacutea Vial Carreras Ingenieriacutea Mecaacutenica Ingenieriacutea Electroacutenica Ingenieriacutea en Ciencias y Sistemas Licenciatura en Matemaacutetica Licenciatura en Fiacutesica Centro de Estudios Superiores de Energiacutea y Minas (CESEM) Guatemala Ciudad Universitaria Zona 12 Guatemala Centroameacuterica
DTG 111-2021
La Decana de la Facultad de Ingenieriacutea de la Universidad de San Carlos de
Guatemala luego de conocer la aprobacioacuten por parte del Director de la
Escuela de Ingenieriacutea en Eleacutectrica al Trabajo de Graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS presentado por el estudiante universitario
Juan Joseacute de la Cruz Molina y despueacutes de haber culminado las revisiones
previas bajo la responsabilidad de las instancias correspondientes autoriza la
impresioacuten del mismo
IMPRIacuteMASE
Inga Anabela Cordova Estrada Decana
Guatemala marzo de 2021 gdech
ACTO QUE DEDICO A
Dios
Mis padres
Mis hermanos
Mis tiacuteas y tiacuteos
Padre bueno fuente de vida y sabiduriacutea gracias
por permitirme culminar este camino y no
dejarme claudicar
Joseacute Pablo de la Cruz y Mariacutea Reyna Molina
por su incondicional apoyo y ensentildeanzas que
me brindaron para que pudiera lograr esta
meta
Gerardo y Paola de la Cruz por siempre estar
alliacute al pendiente y poder compartir con ustedes
esta alegriacutea
Por sus consejos y estar siempre dispuestos a
ayudar en los momentos maacutes difiacuteciles un
sincero agradecimiento a todos
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
42
Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
BIBLIOGRAFIacuteA
1 GORDON Clarke REUNDERS Deon Practical Modern SCADA
Protocols DNP3 608705 and Related Systems 1a ed Gran
Bretantildea Elsevier 2004 548 p
2 HMV Ingenieros Subestaciones de alta y extra alta tensioacuten 2a ed
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3 IEC 61850-4 Communication networks and system in substations Part
4 System and Project management 1a ed Suiza IEC 2002
68 p
4 IEC 61850-5 Communication networks and system in substations Part
5 Communication requirements for functions and device models
Suiza IEC 2003 131 p
5 IEC 61850-6 Communication networks and system in substations Part
6 Configuration description language for communication in
electrical substations related to IEDs Suiza IEC 2004 144 p
6 IEC 61850-7-1 Communication networks and system in substations
Part 7-1 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Principles and models Suiza IEC 2003 110 p
150
7 IEC 61850-7-2 Communication networks and system in substations
Part 7-2 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Abstract communication service interface (ACSI)
Suiza IEC 2003 171 p
8 IEC 61850-7-3 Communication networks and system in substations
Part 7-3 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Common data classes Suiza IEC 2003 64 p
9 IEC 61850-7-4 Communication networks and system in substations
Part 7-4 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Compatible logical node classes and data classes
Suiza IEC 2003 104 p
10 IEC 61850-8-1 Communication networks and system in substations
Part 8-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISOIEC
8802-3 Suiza IEC 2004 133 p
11 IEC 61850-9-1 Communication networks and system in substations
Part 9-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point
link Suiza IEC 2003 29 p
12 IEC 61850-9-2 Communication networks and system in substations
Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
REF EIME 2482020 6 de octubre de 2020 Sentildeor Director Ing Armando Alonso Rivera Carrillo Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica Facultad de Ingenieriacutea USAC Sentildeor Director Me permito dar aprobacioacuten al trabajo de Graduacioacuten titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina que cumple con los requisitos establecidos para tal fin
Sin otro particular aprovecho la oportunidad para saludarle
Atentamente ID Y ENSENtildeAD A TODOS
Ing Fernando Alfredo Moscoso Lira
REF EIME 2492020 El Director de la Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica despueacutes de conocer el dictamen del Asesor con el Visto Bueno del Coordinador de Aacuterea al trabajo de Graduacioacuten del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS procede a la autorizacioacuten del mismo
Ing Armando Alonso Rivera Carrillo
Guatemala 6 de octubre de 2020
Decanato
Facultad de Ingenieriacutea 24189102 - 24189103
Escuelas Ingenieriacutea Civil Ingenieriacutea Mecaacutenica Industrial Ingenieriacutea Quiacutemica Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica - Escuela de Ciencias Regional de Ingenieriacutea Sanitaria y Recursos Hidraacuteulicos (ERIS) Post-Grado Maestriacutea en Sistemas Mencioacuten Ingenieriacutea Vial Carreras Ingenieriacutea Mecaacutenica Ingenieriacutea Electroacutenica Ingenieriacutea en Ciencias y Sistemas Licenciatura en Matemaacutetica Licenciatura en Fiacutesica Centro de Estudios Superiores de Energiacutea y Minas (CESEM) Guatemala Ciudad Universitaria Zona 12 Guatemala Centroameacuterica
DTG 111-2021
La Decana de la Facultad de Ingenieriacutea de la Universidad de San Carlos de
Guatemala luego de conocer la aprobacioacuten por parte del Director de la
Escuela de Ingenieriacutea en Eleacutectrica al Trabajo de Graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS presentado por el estudiante universitario
Juan Joseacute de la Cruz Molina y despueacutes de haber culminado las revisiones
previas bajo la responsabilidad de las instancias correspondientes autoriza la
impresioacuten del mismo
IMPRIacuteMASE
Inga Anabela Cordova Estrada Decana
Guatemala marzo de 2021 gdech
ACTO QUE DEDICO A
Dios
Mis padres
Mis hermanos
Mis tiacuteas y tiacuteos
Padre bueno fuente de vida y sabiduriacutea gracias
por permitirme culminar este camino y no
dejarme claudicar
Joseacute Pablo de la Cruz y Mariacutea Reyna Molina
por su incondicional apoyo y ensentildeanzas que
me brindaron para que pudiera lograr esta
meta
Gerardo y Paola de la Cruz por siempre estar
alliacute al pendiente y poder compartir con ustedes
esta alegriacutea
Por sus consejos y estar siempre dispuestos a
ayudar en los momentos maacutes difiacuteciles un
sincero agradecimiento a todos
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
42
Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
BIBLIOGRAFIacuteA
1 GORDON Clarke REUNDERS Deon Practical Modern SCADA
Protocols DNP3 608705 and Related Systems 1a ed Gran
Bretantildea Elsevier 2004 548 p
2 HMV Ingenieros Subestaciones de alta y extra alta tensioacuten 2a ed
Colombia Mejiacutea Villegas SA 2003 809 p
3 IEC 61850-4 Communication networks and system in substations Part
4 System and Project management 1a ed Suiza IEC 2002
68 p
4 IEC 61850-5 Communication networks and system in substations Part
5 Communication requirements for functions and device models
Suiza IEC 2003 131 p
5 IEC 61850-6 Communication networks and system in substations Part
6 Configuration description language for communication in
electrical substations related to IEDs Suiza IEC 2004 144 p
6 IEC 61850-7-1 Communication networks and system in substations
Part 7-1 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Principles and models Suiza IEC 2003 110 p
150
7 IEC 61850-7-2 Communication networks and system in substations
Part 7-2 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Abstract communication service interface (ACSI)
Suiza IEC 2003 171 p
8 IEC 61850-7-3 Communication networks and system in substations
Part 7-3 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Common data classes Suiza IEC 2003 64 p
9 IEC 61850-7-4 Communication networks and system in substations
Part 7-4 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Compatible logical node classes and data classes
Suiza IEC 2003 104 p
10 IEC 61850-8-1 Communication networks and system in substations
Part 8-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISOIEC
8802-3 Suiza IEC 2004 133 p
11 IEC 61850-9-1 Communication networks and system in substations
Part 9-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point
link Suiza IEC 2003 29 p
12 IEC 61850-9-2 Communication networks and system in substations
Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
REF EIME 2492020 El Director de la Escuela de Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica despueacutes de conocer el dictamen del Asesor con el Visto Bueno del Coordinador de Aacuterea al trabajo de Graduacioacuten del estudiante Juan Joseacute de la Cruz Molina titulado APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS procede a la autorizacioacuten del mismo
Ing Armando Alonso Rivera Carrillo
Guatemala 6 de octubre de 2020
Decanato
Facultad de Ingenieriacutea 24189102 - 24189103
Escuelas Ingenieriacutea Civil Ingenieriacutea Mecaacutenica Industrial Ingenieriacutea Quiacutemica Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica - Escuela de Ciencias Regional de Ingenieriacutea Sanitaria y Recursos Hidraacuteulicos (ERIS) Post-Grado Maestriacutea en Sistemas Mencioacuten Ingenieriacutea Vial Carreras Ingenieriacutea Mecaacutenica Ingenieriacutea Electroacutenica Ingenieriacutea en Ciencias y Sistemas Licenciatura en Matemaacutetica Licenciatura en Fiacutesica Centro de Estudios Superiores de Energiacutea y Minas (CESEM) Guatemala Ciudad Universitaria Zona 12 Guatemala Centroameacuterica
DTG 111-2021
La Decana de la Facultad de Ingenieriacutea de la Universidad de San Carlos de
Guatemala luego de conocer la aprobacioacuten por parte del Director de la
Escuela de Ingenieriacutea en Eleacutectrica al Trabajo de Graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS presentado por el estudiante universitario
Juan Joseacute de la Cruz Molina y despueacutes de haber culminado las revisiones
previas bajo la responsabilidad de las instancias correspondientes autoriza la
impresioacuten del mismo
IMPRIacuteMASE
Inga Anabela Cordova Estrada Decana
Guatemala marzo de 2021 gdech
ACTO QUE DEDICO A
Dios
Mis padres
Mis hermanos
Mis tiacuteas y tiacuteos
Padre bueno fuente de vida y sabiduriacutea gracias
por permitirme culminar este camino y no
dejarme claudicar
Joseacute Pablo de la Cruz y Mariacutea Reyna Molina
por su incondicional apoyo y ensentildeanzas que
me brindaron para que pudiera lograr esta
meta
Gerardo y Paola de la Cruz por siempre estar
alliacute al pendiente y poder compartir con ustedes
esta alegriacutea
Por sus consejos y estar siempre dispuestos a
ayudar en los momentos maacutes difiacuteciles un
sincero agradecimiento a todos
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
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Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
BIBLIOGRAFIacuteA
1 GORDON Clarke REUNDERS Deon Practical Modern SCADA
Protocols DNP3 608705 and Related Systems 1a ed Gran
Bretantildea Elsevier 2004 548 p
2 HMV Ingenieros Subestaciones de alta y extra alta tensioacuten 2a ed
Colombia Mejiacutea Villegas SA 2003 809 p
3 IEC 61850-4 Communication networks and system in substations Part
4 System and Project management 1a ed Suiza IEC 2002
68 p
4 IEC 61850-5 Communication networks and system in substations Part
5 Communication requirements for functions and device models
Suiza IEC 2003 131 p
5 IEC 61850-6 Communication networks and system in substations Part
6 Configuration description language for communication in
electrical substations related to IEDs Suiza IEC 2004 144 p
6 IEC 61850-7-1 Communication networks and system in substations
Part 7-1 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Principles and models Suiza IEC 2003 110 p
150
7 IEC 61850-7-2 Communication networks and system in substations
Part 7-2 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Abstract communication service interface (ACSI)
Suiza IEC 2003 171 p
8 IEC 61850-7-3 Communication networks and system in substations
Part 7-3 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Common data classes Suiza IEC 2003 64 p
9 IEC 61850-7-4 Communication networks and system in substations
Part 7-4 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Compatible logical node classes and data classes
Suiza IEC 2003 104 p
10 IEC 61850-8-1 Communication networks and system in substations
Part 8-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISOIEC
8802-3 Suiza IEC 2004 133 p
11 IEC 61850-9-1 Communication networks and system in substations
Part 9-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point
link Suiza IEC 2003 29 p
12 IEC 61850-9-2 Communication networks and system in substations
Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
Decanato
Facultad de Ingenieriacutea 24189102 - 24189103
Escuelas Ingenieriacutea Civil Ingenieriacutea Mecaacutenica Industrial Ingenieriacutea Quiacutemica Ingenieriacutea Mecaacutenica Eleacutectrica - Escuela de Ciencias Regional de Ingenieriacutea Sanitaria y Recursos Hidraacuteulicos (ERIS) Post-Grado Maestriacutea en Sistemas Mencioacuten Ingenieriacutea Vial Carreras Ingenieriacutea Mecaacutenica Ingenieriacutea Electroacutenica Ingenieriacutea en Ciencias y Sistemas Licenciatura en Matemaacutetica Licenciatura en Fiacutesica Centro de Estudios Superiores de Energiacutea y Minas (CESEM) Guatemala Ciudad Universitaria Zona 12 Guatemala Centroameacuterica
DTG 111-2021
La Decana de la Facultad de Ingenieriacutea de la Universidad de San Carlos de
Guatemala luego de conocer la aprobacioacuten por parte del Director de la
Escuela de Ingenieriacutea en Eleacutectrica al Trabajo de Graduacioacuten titulado
APLICACIOacuteN DE LA NORMA IEC 61 850 EN CONTROL Y PROTECCIOacuteN DE
SUBESTACIONES ELEacuteCTRICAS presentado por el estudiante universitario
Juan Joseacute de la Cruz Molina y despueacutes de haber culminado las revisiones
previas bajo la responsabilidad de las instancias correspondientes autoriza la
impresioacuten del mismo
IMPRIacuteMASE
Inga Anabela Cordova Estrada Decana
Guatemala marzo de 2021 gdech
ACTO QUE DEDICO A
Dios
Mis padres
Mis hermanos
Mis tiacuteas y tiacuteos
Padre bueno fuente de vida y sabiduriacutea gracias
por permitirme culminar este camino y no
dejarme claudicar
Joseacute Pablo de la Cruz y Mariacutea Reyna Molina
por su incondicional apoyo y ensentildeanzas que
me brindaron para que pudiera lograr esta
meta
Gerardo y Paola de la Cruz por siempre estar
alliacute al pendiente y poder compartir con ustedes
esta alegriacutea
Por sus consejos y estar siempre dispuestos a
ayudar en los momentos maacutes difiacuteciles un
sincero agradecimiento a todos
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
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Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
BIBLIOGRAFIacuteA
1 GORDON Clarke REUNDERS Deon Practical Modern SCADA
Protocols DNP3 608705 and Related Systems 1a ed Gran
Bretantildea Elsevier 2004 548 p
2 HMV Ingenieros Subestaciones de alta y extra alta tensioacuten 2a ed
Colombia Mejiacutea Villegas SA 2003 809 p
3 IEC 61850-4 Communication networks and system in substations Part
4 System and Project management 1a ed Suiza IEC 2002
68 p
4 IEC 61850-5 Communication networks and system in substations Part
5 Communication requirements for functions and device models
Suiza IEC 2003 131 p
5 IEC 61850-6 Communication networks and system in substations Part
6 Configuration description language for communication in
electrical substations related to IEDs Suiza IEC 2004 144 p
6 IEC 61850-7-1 Communication networks and system in substations
Part 7-1 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Principles and models Suiza IEC 2003 110 p
150
7 IEC 61850-7-2 Communication networks and system in substations
Part 7-2 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Abstract communication service interface (ACSI)
Suiza IEC 2003 171 p
8 IEC 61850-7-3 Communication networks and system in substations
Part 7-3 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Common data classes Suiza IEC 2003 64 p
9 IEC 61850-7-4 Communication networks and system in substations
Part 7-4 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Compatible logical node classes and data classes
Suiza IEC 2003 104 p
10 IEC 61850-8-1 Communication networks and system in substations
Part 8-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISOIEC
8802-3 Suiza IEC 2004 133 p
11 IEC 61850-9-1 Communication networks and system in substations
Part 9-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point
link Suiza IEC 2003 29 p
12 IEC 61850-9-2 Communication networks and system in substations
Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
ACTO QUE DEDICO A
Dios
Mis padres
Mis hermanos
Mis tiacuteas y tiacuteos
Padre bueno fuente de vida y sabiduriacutea gracias
por permitirme culminar este camino y no
dejarme claudicar
Joseacute Pablo de la Cruz y Mariacutea Reyna Molina
por su incondicional apoyo y ensentildeanzas que
me brindaron para que pudiera lograr esta
meta
Gerardo y Paola de la Cruz por siempre estar
alliacute al pendiente y poder compartir con ustedes
esta alegriacutea
Por sus consejos y estar siempre dispuestos a
ayudar en los momentos maacutes difiacuteciles un
sincero agradecimiento a todos
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
42
Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
BIBLIOGRAFIacuteA
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Part 9-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point
link Suiza IEC 2003 29 p
12 IEC 61850-9-2 Communication networks and system in substations
Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
AGRADECIMIENTOS A
Universidad de San
Carlos de Guatemala
Facultad de Ingenieriacutea
Mis amigos
Mis amigos de la
Facultad
Mi asesor
PROA
Por ser la casa de estudios que me formoacute para
la vida
Por los conocimientos y ensentildeanza transmitida
Mariacutea Martiacutenez Jorge Gallina Marlon Palacios
Carlos Cay Sergio Xunic David Arbizuacute por el
apoyo en los momentos maacutes difiacuteciles las
emociones alegriacuteas y tristezas que nos tocoacute
vivir
Por el apoyo incondicional en todo momento
durante la carrera
Ing Endor Steve Ortiz del Cid por el apoyo
incondicional en este trabajo
Por brindarme la oportunidad de desarrollo
personal y profesional
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
42
Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
BIBLIOGRAFIacuteA
1 GORDON Clarke REUNDERS Deon Practical Modern SCADA
Protocols DNP3 608705 and Related Systems 1a ed Gran
Bretantildea Elsevier 2004 548 p
2 HMV Ingenieros Subestaciones de alta y extra alta tensioacuten 2a ed
Colombia Mejiacutea Villegas SA 2003 809 p
3 IEC 61850-4 Communication networks and system in substations Part
4 System and Project management 1a ed Suiza IEC 2002
68 p
4 IEC 61850-5 Communication networks and system in substations Part
5 Communication requirements for functions and device models
Suiza IEC 2003 131 p
5 IEC 61850-6 Communication networks and system in substations Part
6 Configuration description language for communication in
electrical substations related to IEDs Suiza IEC 2004 144 p
6 IEC 61850-7-1 Communication networks and system in substations
Part 7-1 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Principles and models Suiza IEC 2003 110 p
150
7 IEC 61850-7-2 Communication networks and system in substations
Part 7-2 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Abstract communication service interface (ACSI)
Suiza IEC 2003 171 p
8 IEC 61850-7-3 Communication networks and system in substations
Part 7-3 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Common data classes Suiza IEC 2003 64 p
9 IEC 61850-7-4 Communication networks and system in substations
Part 7-4 Basic communication structure for substation and feeder
equipment - Compatible logical node classes and data classes
Suiza IEC 2003 104 p
10 IEC 61850-8-1 Communication networks and system in substations
Part 8-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISOIEC
8802-3 Suiza IEC 2004 133 p
11 IEC 61850-9-1 Communication networks and system in substations
Part 9-1 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point
link Suiza IEC 2003 29 p
12 IEC 61850-9-2 Communication networks and system in substations
Part 9-2 Specific Communication Service Mapping (SCSM) -
Sampled values over ISOIEC 8802-3 Suiza IEC 2004 28 p
I
IacuteNDICE GENERAL
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES VII
GLOSARIO XIII
RESUMEN XVII
OBJETIVOS XIX
INTRODUCCIOacuteN XXI
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA 1
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas 1
111 Subestaciones de maniobra 2
112 Subestaciones elevadorasreductoras 2
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten
eleacutectrica 3
121 Interruptor de potencia 3
122 Seccionador o cuchilla 4
123 Transformador de corriente 5
124 Transformador de potencial 6
1241 Transformador de potencial tipo
inductivo 7
1242 Transformador de potencial tipo
capacitivo 7
125 Pararrayos 8
126 Transformador de potencia 9
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas 11
131 Sistema de control centralizado 12
132 Sistema de control distribuido 13
II
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control 15
141 Nivel 0 patio 15
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea 16
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local) 17
144 Nivel 3 centro de control 17
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas 18
151 Barra sencilla 19
152 Barra en anillo 19
153 Interruptor y medio 20
154 Doble barra y doble interruptor 21
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones 22
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN 27
21 Historia 27
211 Relevadores electromecaacutenicos 28
212 Relevadores de estado soacutelido 29
213 Relevadores digitales 30
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales 33
221 Comunicacioacuten con relevadores y software
propietario 34
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA 35
2221 Comunicacioacuten serial RS-232 36
2222 Comunicacioacuten serial RS-485 37
2223 Comunicacioacuten Ethernet 38
23 Loacutegica de control en relevadores 43
231 Entradas digitales 44
232 Salidas digitales 45
233 Entradas analoacutegicas 47
III
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores 49
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN 51
31 Protocolos propietarios 52
32 Protocolos abiertos 52
321 Protocolo Modbus 53
3211 Modbus RTU 56
3212 Modbus ASCII 58
3213 Modbus TCPIP 59
322 Protocolo DNP3 61
3221 Caracteriacutesticas del DNP3 64
3222 Estructura de mensaje de DNP3 65
3223 Objetos de datos en el mensaje de
DNP3 66
3224 Variaciones de objetos de datos en
el mensaje de DNP3 67
323 Protocolo IEC 60870-5-101 70
3231 Formatos de transmisioacuten 72
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten 73
3233 Formato de variables 74
324 Arquitectura IEC 61 850 76
3241 Historia 76
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas 79
3243 Estructura de la informacioacuten 80
3244 Modelo de comunicacioacuten 84
325 Tipos de mensajes-prioridad 91
326 Configuracioacuten del formato SCL 92
33 Comparacioacuten entre protocolos 93
IV
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850 95
41 Recursos 95
411 Disentildeo aprobado 95
412 Obra civil 96
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten 96
414 Software de configuracioacuten y monitoreo 97
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten 98
416 Equipos de potencia 98
42 Loacutegica de control 99
421 CILO (Interlocking) 99
422 SCSWI (switch controller) 101
423 XCBR (circuit breaker) 102
43 Loacutegica de proteccioacuten 104
431 PDIF (differential protection) 104
44 Utilizacioacuten de mensajes GOOSE 107
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS 111
46 Aplicacioacuten de sampled values 121
47 Evolucioacuten de redes 124
471 Redes y cableados en subestaciones
convencionales 125
472 Redes y cableados en subestaciones digitales 126
48 Implementacioacuten en subestacioacuten 127
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar 128
482 Funciones de proteccioacuten por implementar 129
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control 130
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten 135
4841 Proteccioacuten de distancia (21) 135
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N) 137
V
4843 Proteccioacuten diferencial (87) 138
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de
tiempo inverso (5151N) 140
4845 Matriz de disparos 142
485 Actividades por realizar 143
CONCLUSIONES 145
RECOMENDACIONES 147
BIBLIOGRAFIacuteA 149
VI
VII
IacuteNDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURAS
1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV 2
2 Interruptor de potencia 4
3 Seccionador de apertura central 5
4 Transformador de corriente 6
5 Transformador de potencial 8
6 Pararrayos 9
7 Transformador de potencia trifaacutesico 11
8 Diagrama de control centralizado 13
9 Diagrama de control distribuido 14
10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones 18
11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla 19
12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo 20
13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio 21
14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor 22
15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica 23
16 Comparativa costos de implementacioacuten 24
17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten 25
18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten 28
19 Relevador electromecaacutenico 29
20 Relevador de estado soacutelido 30
21 Relevador digital 31
22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo 32
23 Cable de comunicacioacuten USBSerial 35
VIII
24 Comunicacioacuten serial RS-232 37
25 Comunicacioacuten serial RS-485 38
26 Modelo OSI protocolo de red 41
27 Conector Ethernet cobre 42
28 Conector Ethernet fibra oacuteptica 42
29 Software de interfaz relevador General Electric 345 44
30 Conexioacuten de entrada digital 45
31 Conexioacuten de salida digital 47
32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente 49
33 Configuracioacuten de razones de disparo 50
34 Arquitectura maestroesclavo 54
35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU 57
36 Estructura de mensaje Modbus RTU 58
37 Estructura de mensaje Modbus ASCII 59
38 Estructura Modbus TCPIP 61
39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3 63
40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3 66
41 Modelo OSIModelo EPA 71
42 Representacioacuten de bits en formato FT12 72
43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101 73
44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101 75
45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850 77
46 Arquitectura IEC 61 850 79
47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850 81
48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850 82
49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850 83
50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten 84
51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850 85
52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE 87
IX
53 Modelo protocolo MMS 89
54 Estructura general de Sampled Values 90
55 Tipo de mensaje prioridad 91
56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO 100
57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking 100
58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI 101
59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller 102
60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR 103
61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker 104
62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF 105
63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF 106
64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE 108
65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE 109
66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE 110
67 Topologiacutea de red PRP 111
68 Obtener archivo SCD 113
69 Ejemplo archivo SCD 114
70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma 114
71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD 115
72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA 120
73 Pantalla de variable digital de control en SCADA 120
74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA 120
75 Software AcSELerator Architect 121
76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador 123
77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor 124
78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten convencional 125
79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital 126
80 Diagrama unifilar de subestacioacuten 127
81 Estructura de nombres de equipos 128
X
82 Estructura de nombres de equipos 128
83 Control y enclavamiento de interruptor 131
84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B 133
85 Control y enclavamiento de seccionador 134
86 Zonas de proteccioacuten de distancia 135
87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21 136
88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N 138
89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L 139
90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T 140
91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N 141
92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N 141
93 Matriz de disparos 143
94 Cronograma de actividades 144
TABLAS
I Tipo de registros Modbus 55
II Registros Modbus seguacuten su tipo 55
III Grupo de objeto de datos 67
IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones 68
V Objeto de salidas binarias y sus variaciones 68
VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones 69
VII Objeto tiempo y sus variaciones 70
VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten 93
IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial 107
X Variables de IED 116
XI Variables analoacutegicas de IED 117
XII Variables digitales de IED 118
XIII Monitoreo de variables digitales de IED 119
XI
XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones 130
XV Cantidad de interruptores 132
XII
XIII
GLOSARIO
ACSI Abstract Common Services Interface Interfaz
abstracta de servicios comunes
Bahiacutea Conjunto de elementos de una subestacioacuten
conformada por elementos de maniobra proteccioacuten
control y medicioacuten
CID Configured IED Description Descripcioacuten del IED
configurado
DCE Data Communication Equipment Equipo de
comunicacioacuten de datos
DNP 3 Distributed Network Protocol versioacuten 3
DTE Data Terminal Equipment Equipo terminal de datos
EPRI Electric Power Research Institute Instituto de
Investigacioacuten de Energiacutea Eleacutectrica
GOOSE Generic Objet Oriented Substation Event Evento
geneacuterico de subestacioacuten orientado a objetos
HMI Human Machine Interface interfaz hombre maacutequina
XIV
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission Comisioacuten
Electroteacutecnica Internacional
IEC 61 850 Estaacutendar de disentildeo para subestaciones eleacutectricas
establecido por la International Electrotechnical
Commission
IED Intelligent electronic device dispositivo electroacutenico
inteligente
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
Instituto de ingenieros eleacutectricos y electroacutenicos
ISO International Organization for Standardization
Organizacioacuten internacional de normalizacioacuten
Mbps Mega bytes per second mega bytes por segundo
Merging Unit Dispositivo electroacutenico inteligente capaz de
interpretar las sentildeales analoacutegicas convencionales en
sampled values de 61850
MMS Manufacturing Message Specification Especificacioacuten
de mensaje de fabricacioacuten
Nodo loacutegico Elemento que contiene la funcionalidad baacutesica de un
equipo de controlproteccioacuten en una subestacioacuten
XV
RTU Remote Terminal Unit Unidad terminal remota
Sampled Values Valores muestreados de las sentildeales de voltaje y
corriente para ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten
SCADA Supervisory Control and Data Adquisition Control de
supervisioacuten y adquisicioacuten de datos
SCL Substation Configuration Language Lenguaje de
configuracioacuten de la subestacioacuten
SCD Substation Configuration Description Descripcioacuten de
la configuracioacuten de la subestacioacuten
Sistema de potencia Permite el suministro eleacutectrico desde las plantas de
generacioacuten hasta los puntos de utilizacioacuten de la
energiacutea
SNI Sistema Nacional Interconectado
SSD System Specification Description Descripcioacuten de la
especificacioacuten del sistema
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
XVI
Trama Estructura definida de un mensaje de comunicacioacuten
entre un equipo y otro definido especiacuteficamente para
cada protocolo de comunicacioacuten
UCA Utility Communications Architecture Arquitectura de
comunicaciones de servicios puacuteblicos
VLAN Virtual Local Area Network Red de aacuterea local virtual
XVII
RESUMEN
Todo sistema eleacutectrico de potencia consta de una serie de elementos que
permiten su correcta operacioacuten por lo tanto es de suma importancia conocer el
funcionamiento de los elementos que lo componen Un sistema de potencia
robusto y confiable es aquel que permite su restablecimiento en el menor
tiempo posible proveyendo asiacute de una mayor disponibilidad de operacioacuten Para
esto es necesario contar con un sistema de control y proteccioacuten adecuado que
permita liberar las fallas adecuadamente ademaacutes de facilitar el diagnoacutestico de
forma raacutepida clara y concisa indicando las razones que provocaron el corte del
suministro eleacutectrico El presente trabajo da una descripcioacuten de los subsistemas
que nos ayudan a lograr lo antes mencionado
En el capiacutetulo I se describen de manera general los elementos propios de
una subestacioacuten eleacutectrica asiacute como los distintos tipos de control maacutes utilizados
Se mencionan algunas topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas que se pueden
encontrar en los diferentes sistemas eleacutectricos de potencia
En el capiacutetulo II se presenta una breve descripcioacuten de la historia de los
relevadores de proteccioacuten desde sus inicios como releacutes electromecaacutenicos hasta
encontrar hoy diacutea todas las funcionalidades de los releacutes digitales Ademaacutes se
presenta una descripcioacuten de los recursos necesarios en la implementacioacuten y
puesta en servicio de una subestacioacuten eleacutectrica seguacuten la norma IEC 61 850
En el capiacutetulo III se listan algunos de los protocolos de comunicacioacuten
comuacutenmente utilizados en el aacuterea eleacutectrica dando eacutenfasis en la aplicacioacuten de
subestaciones eleacutectricas las cuales requieren de caracteriacutesticas especiales que
XVIII
permiten dar uso al protocolo maacutes adecuado de acuerdo con la aplicacioacuten que
se vaya a implementar
En el capiacutetulo IV se utiliza la norma IEC 61 850 para el desarrollo de las
loacutegicas de control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica se mencionan los
recursos miacutenimos necesarios para llevar a cabo una correcta implementacioacuten
En el desarrollo de este se utilizan equipos de un fabricante reconocido
mundialmente como uno de los desarrolladores y promotores de este tipo de
tecnologiacutea
XIX
OBJETIVOS
General
Aplicacioacuten de la Norma IEC 61 850 en el desarrollo de las loacutegicas de
control y proteccioacuten de una subestacioacuten eleacutectrica
Especiacuteficos
1 Explicar que un modelo estandarizado de control y comunicacioacuten asiacute
como la interoperabilidad de equipos de distintos fabricantes facilita el
desarrollo de las loacutegicas de control y de las funciones de proteccioacuten
2 Utilizar la norma para simplificar el disentildeo e ingenieriacutea de proteccioacuten y
control de subestaciones eleacutectricas empleando un lenguaje descriptivo
de su configuracioacuten global
3 Demostrar la versatilidad y facilidad durante la puesta en servicio de las
subestaciones utilizando menos cableados que en las implementaciones
tradicionales
4 Presentar de manera clara y sencilla la utilizacioacuten del bus de campo para
las loacutegicas de control y enclavamientos de elementos que componen una
subestacioacuten eleacutectrica
5 Definir paso a paso el proceso de implementacioacuten y configuracioacuten de
equipos de una topologiacutea de subestacioacuten eleacutectrica en especiacutefico
XX
XXI
INTRODUCCIOacuteN
Los sistemas de potencia eleacutectrica estaacuten compuestos por una serie de
elementos los cuales son utilizados para la correcta operacioacuten y control Estos
elementos deben ser capaces de aislar las fallas cuando estas se presenten
ademaacutes de minimizar los tiempos de indisponibilidad del sistema eleacutectrico ya
que el desarrollo de un paiacutes depende en gran medida de la robustez y
disponibilidad del sistema que proporciona el suministro eleacutectrico
Por ello es importante que los elementos que componen el sistema de
potencia esteacuten correctamente configurados y con las condiciones oacuteptimas de
operacioacuten En este texto se describiraacuten las subestaciones eleacutectricas como un
elemento indispensable en el sistema de potencia sin ellas no seriacutea posible
transmitir y posteriormente utilizar la energiacutea eleacutectrica que se genera en plantas
dedicadas a este fin las cuales se encuentran normalmente en lugares fuera de
las grandes ciudades
Las subestaciones eleacutectricas nos permiten interactuar y operar de forma
segura el sistema eleacutectrico de potencia Es criacutetico contar con un sistema de
control que facilite la operacioacuten y mantenimiento del sistema proveyendo de las
herramientas necesarias para el restablecimiento y puesta en operacioacuten de las
subestaciones cuando se haya presentado una falla
El sistema de control y proteccioacuten de las subestaciones ha evolucionado
en el transcurso de los antildeos ya que a los elementos que proporcionan el
control sobre interruptores de potencia o seccionadores (releacutes de proteccioacuten) se
les ha incorporado funciones que permiten una implementacioacuten maacutes faacutecil al
XXII
momento de la puesta en servicio asiacute como un menor tiempo de
restablecimiento de la bahiacutea fallada
En un principio los releacutes de proteccioacuten como su nombre lo indica
uacutenicamente desempentildeaban la funcioacuten de proteger pero en el transcurso del
tiempo estos equipos han adquirido nuevas caracteriacutesticas y capacidades tal
como ejecutar loacutegicas de control para los mismos elementos que protege
ademaacutes de interactuar con otros equipos a traveacutes de protocolos de
comunicacioacuten especiacuteficos
El objeto de estudio de este texto estaacute centrado en explicar la interaccioacuten
de los equipos de proteccioacuten y control utilizando como base la Norma
IEC 61 850 La misma es aplicada en equipos de diversos fabricantes los
cuales la han adoptado como estaacutendar tanto de comunicacioacuten como de
nomenclatura para las distintas funciones proveyendo de herramientas que
permiten implementaciones mucho maacutes raacutepidas y disminuyendo los
tradicionales cableados entre equipos para las loacutegicas de control
La utilizacioacuten de la Norma IEC 61 850 para control y proteccioacuten muestra la
amplitud de campos que cubre la norma tiene establecida su aplicacioacuten desde
el bus de campo hasta la interrogacioacuten de los equipos por el centro de control
nacional o en su defecto el sistema SCADA local muy requerido en la
actualidad dentro de la caseta de subestacioacuten
1
1 SUBESTACIOacuteN ELEacuteCTRICA
Es un conjunto de dispositivos eleacutectricos los cuales forman parte de un
sistema eleacutectrico de potencia su funcioacuten principal es la transformacioacuten y
distribucioacuten de la energiacutea eleacutectrica Las subestaciones tienen distintas
caracteriacutesticas las cuales dependen del ambiente en que deben operar o de las
funciones que deberaacuten cumplir El transformador eleacutectrico de potencia visto
desde dentro de una subestacioacuten es el elemento maacutes importante por lo que
requiere de un tratamiento especial para su correcta proteccioacuten
Existen distintos tipos de subestaciones eleacutectricas que a su vez tienen un
nivel distinto de importancia en cualquier sistema eleacutectrico de potencia ya
definida la operacioacuten que deberaacute ejecutar asiacute seraacute la clasificacioacuten que se le
asigne
11 Tipos de subestaciones eleacutectricas
La clasificacioacuten que se presenta a continuacioacuten estaacute basada en el tipo de
funcioacuten que cumplen dentro del sistema de potencia las subestaciones se
pueden definir en dos tipos
bull Subestaciones de maniobra
bull Subestaciones elevadorasreductoras
2
111 Subestaciones de maniobra
Son subestaciones que no poseen un transformador dentro de sus
elementos su funcioacuten principal es la de interconectar dos o maacutes circuitos
llamados bahiacuteas
Figura 1 Subestacioacuten eleacutectrica de maniobra 115 KV
Fuente elaboracioacuten propia subestacioacuten Tecoluca
112 Subestaciones elevadorasreductoras
Normalmente ubicadas muy cerca de los lugares en donde se encuentran
las plantas de generacioacuten o en su defecto cerca de los lugares de utilizacioacuten de
la energiacutea la funcioacuten de las subestaciones elevadoras es incrementar los
voltajes utilizados en la generacioacuten hasta voltajes utilizados en la transmisioacuten
3
Para las subestaciones reductoras su funcioacuten es la contraria por lo que en este
caso se disminuye el voltaje de los niveles de transmisioacuten hasta el nivel que
sea necesario en los lugares de consumo de la energiacutea eleacutectrica
12 Elementos principales en el patio de una subestacioacuten eleacutectrica
Se mencionan los principales elementos que componen una subestacioacuten
eleacutectrica haciendo eacutenfasis en los equipos que se encontraraacuten en cualquier tipo
de subestacioacuten Una subestacioacuten eleacutectrica consta de un conjunto de elementos
utilizados para la realizacioacuten de las maniobras y desconexiones de los circuitos
o bahiacuteas que sean necesarias del sistema Se listan los principales elementos
que se encuentran tiacutepicamente en las subestaciones
bull Interruptores de potencia
bull Seccionadores o cuchillas
bull Transformadores de corriente (TC)
bull Transformadores de potencial (TP)
bull Pararrayos
bull Transformador de potencia
121 Interruptor de potencia
Son equipos mecaacutenicos de maniobra que tienen la capacidad de cerrar e
interrumpir un circuito eleacutectrico en una subestacioacuten en condiciones de operacioacuten
nominal en el circuito en donde se encuentre instalado es ademaacutes el
encargado de actuar para liberar una falla eleacutectrica cuando esta se presente
Los mismos se pueden encontrar en diferentes marcas y modelos es
importante tomar en cuenta las caracteriacutesticas en las que deberaacute operar tales
como nivel de tensioacuten y las condiciones ambientales entre otras
4
Figura 2 Interruptor de potencia
Fuente Directindustry Interruptor de potencia imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7875080jpg Consulta 4 de abril de 2018
122 Seccionador o cuchilla
Son dispositivos mecaacutenicos encargados de conectar y desconectar
distintos segmentos de una subestacioacuten el objetivo de este elemento es aislar
ciertos segmentos de la subestacioacuten y llevar a cabo las maniobras de operacioacuten
o mantenimiento Ademaacutes debe ser capaz de soportar sobrecorrientes y
corrientes de cortocircuito para tiempos especiacuteficos con este equipo se puede
validar fiacutesicamente que los tramos aislados de los circuitos se encuentran libres
de tensioacuten para ser intervenidos por el operador sin que exista peligro alguno
Existen muchas variaciones y tipos de seccionadores se clasifican de
acuerdo con su tipo de accionamiento y la forma de su construccioacuten fiacutesica y sin
importar cuaacutel sea esta uacuteltima deberaacuten permitir la observacioacuten clara y entre
tramos energizados y desenergizados
5
Figura 3 Seccionador de apertura central
Fuente Electrowerke Seccionador de apertura central wwwelectrowerkecompewp-
contentuploads201609Seccionador-Apertura-Centraljpg Consulta 4 de abril de 2018
123 Transformador de corriente
Se utiliza para medir la corriente en un circuito eleacutectrico sin interrumpir el
mismo Su principio de operacioacuten es emplear el campo magneacutetico del conductor
en cuestioacuten para determinar la corriente que fluye por eacutel Ademaacutes es el
elemento encargado de retroalimentar a los releacutes de proteccioacuten de las
corrientes correspondientes a cada una de las fases del elemento por proteger
Los transformadores de corriente se deben especificar de acuerdo con la
aplicacioacuten para la que se requiera A los transformadores de corriente tambieacuten
se les conoce por el nombre de TC
Existen transformadores de corriente de medicioacuten y de proteccioacuten como
se mencionoacute anteriormente debe tomarse en cuenta la aplicacioacuten y asiacute evitar
problemas de saturacioacuten del nuacutecleo del TC o en su defecto mala precisioacuten en la
lectura obtenida
6
Figura 4 Transformador de corriente
Fuente Directindustry Transformador de corriente imgdirectindustryesimages_diphoto-
mg70728-7886714jpg Consulta 4 de abril de 2018
124 Transformador de potencial
Se utiliza para reducir las magnitudes de voltaje de puntos especiacuteficos del
sistema de potencia a valores medibles por los releacutes de proteccioacuten medidores
de energiacutea u otros elementos que necesiten la referencia de voltaje del punto
medido en especiacutefico Los transformadores de potencial los podemos encontrar
en dos tipos
bull Inductivo
bull Capacitivo
7
1241 Transformador de potencial tipo inductivo
Son elementos utilizados para reducir las tensiones a valores manejables
y proporcionales a los encontrados en el lado de alta tensioacuten de una
subestacioacuten eleacutectrica se pueden mencionar algunas caracteriacutesticas importantes
de este tipo de transformadores tales como
bull Robustez debido a los aisladores
bull Alta precisioacuten
bull Alto costo
1242 Transformador de potencial tipo capacitivo
Son elementos que separan los elementos de medida y proteccioacuten del
circuito de alta tensioacuten proveyendo ciertas caracteriacutesticas importantes que
permiten se puedan utilizar en distintas aplicaciones tales como
bull Acoplamiento de sentildeales de comunicacioacuten de alta frecuencia
bull Alta robustez mecaacutenica y reducido tamantildeo
bull Poco mantenimiento debido a su amplio periacuteodo de operacioacuten
Los TP como son comuacutenmente llamados al igual que sus homoacutelogos los
TC deben ser especificados de acuerdo con la aplicacioacuten que se requiere de
ellos Una diferencia significativa entre los TP y los TC es que el TP no se ve
afectado por los equipos de medicioacuten o proteccioacuten conectados a eacutel los
transformadores de potencial pueden ser utilizados tanto para medicioacuten como
para proteccioacuten
8
Figura 5 Transformador de potencial
Fuente RHONA Transformador de potencial
wwwrhonacluploads201311x20131111131948-
transfodevoltajejpgpagespeedicVJj3tUQpdrjpg Consulta 4 de abril de 2018
125 Pararrayos
Es el dispositivo de proteccioacuten cuya funcioacuten consiste en reducir los
sobrevoltajes que eventualmente aparecen en instalaciones eleacutectricas como
consecuencia de descargas electroatmosfeacutericas o en su defecto maniobras
necesarias en la operacioacuten del sistema Para ofrecer proteccioacuten a la instalacioacuten
eleacutectrica el pararrayos se encuentra conectado de forma permanente a la red
entre fase y tierra y actuacutea uacutenicamente cuando el voltaje alcanza o supera un
valor definido el pararrayos opera directamente en funcioacuten y efecto de la
tensioacuten
9
Figura 6 Pararrayos
Fuente Electrowerke Pararrayos httpswwwelectrowerkecompeproductopararrayos-de-
subestacion-clase-3 Consulta diciembre 2019
126 Transformador de potencia
Es un dispositivo eleacutectrico cuya funcioacuten es la de aumentar o disminuir la
tensioacuten del circuito en el que se encuentre conectado para su posterior
utilizacioacuten dentro del sistema de potencia El principio de funcionamiento es la
induccioacuten electromagneacutetica a traveacutes del cual se puede convertir de un nivel de
voltaje a otro manteniendo la potencia transmitida de un extremo al otro del
transformador es de hacer notar que este elemento opera exclusivamente con
corriente alterna
10
El transformador en su versioacuten elemental consta del nuacutecleo y los
bobinados a su vez cada uno de estos presenta caracteriacutesticas especiales
tales como la construccioacuten del nuacutecleo el cual estaacute compuesto por laacuteminas
delgadas de metal que deben ser apiladas unas con otras sin ser soldadas
Esto permite mantener el flujo magneacutetico a traveacutes de eacutel evitando que el mismo
fluya a traveacutes del aire y asiacute aumentar las peacuterdidas del nuacutecleo
Los transformadores de potencia pueden ser monofaacutesicos o trifaacutesicos
normalmente los monofaacutesicos son utilizados para los circuitos de distribucioacuten y
los trifaacutesicos para los circuitos de transmisioacuten o en las plantas de generacioacuten
Como se mencionoacute anteriormente el transformador de potencia es el elemento
maacutes importante de una subestacioacuten eleacutectrica por lo que requiere de especial
atencioacuten en su mantenimiento y operacioacuten
Los interruptores de potencia de un nivel de tensioacuten arriba de 69 KV
normalmente constan de 2 bobinas para realizar los disparos esto permite en
ciertos casos a solicitud del cliente utilizar una de las bobinas para control y la
otra para disparos esto no es siempre de esta forma lo aconsejable es utilizar
ambas bobinas para los disparos consta tambieacuten de una bobina de cierre
11
Figura 7 Transformador de potencia trifaacutesico
Fuente Revista electroindustria Transformador de potencia trifaacutesico
httpwwwembclelectroindustria notimvcnid=20130724w16ampni=abb-en-chile-se-adjudica-
suministro-de-subestacion-para-nuevo-nivel-mina-el-teniente Consulta 4 de abril de 2018
13 Sistema de control de subestaciones eleacutectricas
Se define como un conjunto de equipos y dispositivos los cuales tienen
funciones de medida sentildealizacioacuten indicacioacuten control y registro los cuales
verifican protegen y ayudan a operar de manera correcta y segura el sistema
de potencia La funcioacuten principal de un sistema de control de subestacioacuten
eleacutectrica es supervisar controlar y proteger la transmisioacuten y distribucioacuten de la
energiacutea eleacutectrica Un sistema de control para subestaciones puede dividirse en
dos tipos
bull Sistema de control centralizado
bull Sistema de control distribuido
12
131 Sistema de control centralizado
Consiste en tener concentrado en un solo sitio generalmente en el edificio
de control donde se encuentran todos los elementos destinados para la
operacioacuten monitoreo control y proteccioacuten a traveacutes de las estaciones de
trabajo equipos de comunicacioacuten y servicios auxiliares
Este tipo de control es el que se encuentra normalmente en las
subestaciones que tienen una cantidad de antildeos considerable de estar en
operacioacuten Si bien es cierto hoy en diacutea se sigue utilizando con regularidad no
deja de ser un esquema antiguo con limitaciones Se puede mencionar como
tal la alimentacioacuten VDC de los equipos de patio que requieren de cableados de
mayor longitud para llegar a todas las bahiacuteas esto desde la caseta de control
13
Figura 8 Diagrama de control centralizado
Fuente Static Diagrama de control centralizado wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
132 Sistema de control distribuido
Consiste en ubicar las casetas de control de la subestacioacuten en el patio de
esta llevando los controladores de bahiacutea protecciones y equipos de
comunicacioacuten lo maacutes proacuteximo posible a los equipos de patio para la recoleccioacuten
de sentildeales de informacioacuten emitir comandos y efectuar procesamiento de datos
El edificio de control consta como miacutenimo de una unidad de control central
y la estacioacuten de trabajo del operador las cuales se conectan con los
controladores de bahiacutea y protecciones ubicados en las casetas de control
Patio de la subestacioacuten
Tablero o quiosco de
agrupamientoCampo tiacutepico
Alimentacioacuten
Sentildealizacioacuten
Comandos
Equipos de control
proteccioacuten medida
interfaz de trabajo con el operador
Equipos de comunica-
ciones
Centro de control remoto
Servicios auxiliares
Edificio de control de la subestacioacuten
14
mediante redes de comunicacioacuten (fibra oacuteptica) este medio es el maacutes efectivo en
la velocidad de transmisioacuten de informacioacuten como a los efectos
electromagneacuteticos que puedan afectar la comunicacioacuten
Figura 9 Diagrama de control distribuido
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo 1
Equipo de con trol de campo
pro teccioacuten medid a comunicacioacute n
ho mb re-maacutequina d e campo y
servicios auxil iares
Caseta de controlNo n
Servicio s
auxi liares
gener ales
Controlador
central
in ter faz d e
trabajo con
el operad or
Equipo de
comunica-
cio nes co n
centro de
contro l
Centro de
contro l
remoto
Patio de la subestacioacuten Edificio de control dela subestacioacuten
Ali
me
nta
cioacute
n
Alimentacioacuten
Fuente Static Diagrama de control distribuido wwwstaticwixstaticcommediaaaa5da_
420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281pngv1fillw_398h_597al_cusm_066_100_001aaa5
da_420a6c58599544fc9ea09841cdbb4281png Consulta 4 de abril de 2018
15
14 Niveles de operacioacuten del sistema de control
En una subestacioacuten eleacutectrica normalmente puede llegar a tener maacutes de
un modo de operacioacuten Esto obedece en primer lugar a la importancia que
tenga dentro del sistema de potencia y en segundo lugar a las consideraciones
para las cuales se desea operar A continuacioacuten se detallaraacuten los niveles
tiacutepicos que se implementan a su vez es importante mencionar que cada uno
de los niveles opera uacutenica y exclusivamente esto quiere decir que si estaacute
seleccionado un nivel de operacioacuten los demaacutes niveles quedan deshabilitados
Se puede encontrar como maacuteximo 4 niveles de operacioacuten los cuales son
bull Nivel 0 patio
bull Nivel 1 controlador de bahiacutea
bull Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten
bull Nivel 3 centro de control
141 Nivel 0 patio
Este nivel se tiene el mando o control desde los gabinetes de control de
interruptores y seccionadores de cada elemento de la subestacioacuten y los
servicios auxiliares desde sus propios gabinetes Para este nivel de control se
debe hacer la seleccioacuten desde los selectores localremoto que se encuentran en
los gabinetes de control en patio de cada equipo interruptor seccionador entre
otros
Se tendraacute directamente control de los equipos de patio de la subestacioacuten
desde los elementos de operacioacuten en donde se encuentra un selector
localremoto el cual permite seleccionar este nivel de control
16
Los selectores pueden tener los siguientes estados para control
bull Local control de los equipos en patio a traveacutes de los botones o pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo los cuales son
independientes al sistema de control Para la operacioacuten de interruptores
desde patio se deben cablear las posiciones de los seccionadores
adyacentes de manera que uacutenicamente se pueda operar el interruptor si
los seccionadores estaacuten abiertos (este nivel debe ser usado uacutenicamente
para labores de mantenimiento)
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los tres modos reconocidos
o Nivel 1 controlador de bahiacutea
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
142 Nivel 1 controlador de bahiacutea
Para este control los equipos seraacuten operados desde el equipo controlador
de bahiacutea la pantalla frontal de operacioacuten o en su defecto botones o pulsadores
seraacuten los encargados de enviar los comandos de operacioacuten a los equipos de
patio normalmente se encuentra otro selector de localremoto que puede
encontrarse embebido en el controlador de bahiacutea o bien en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
El selector dependiendo de la posicioacuten en que se encuentre podraacute tener
control de la siguiente manera
17
bull Local control de los equipos en patio desde el controlador de bahiacutea o en
su defecto desde los botones o pulsadores en el tablero de
controlproteccioacuten de la bahiacutea en especiacutefico
bull Remoto operacioacuten de cualquiera de los dos niveles
o Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
o Nivel 3 centro de control
143 Nivel 2 estacioacuten de operacioacuten (HMI local)
Este nivel corresponde al control de los elementos de patio desde la
estacioacuten del operador HMI (Human Machine Interface) del sistema de control
En esta estacioacuten se configura en las pantallas de operacioacuten un nuevo selector
virtual de localremoto para las opciones de control opera de la misma forma
que los niveles anteriores excluyendo a los demaacutes niveles de operacioacuten cuando
se encuentra seleccionado este meacutetodo
bull Local operacioacuten desde el HMI (estacioacuten de operacioacuten) solo desde acaacute se
tiene la funcioacuten de control en este momento deshabilita la operacioacuten
desde el centro de control
bull Remoto nivel 3 permite la operacioacuten desde el centro de control
144 Nivel 3 centro de control
Este modo normalmente se selecciona cuando las subestaciones son
desatendidas permite el restablecimiento maacutes raacutepido de un circuito cuando se
18
ha producido una falla Se habilita cuando los selectores de los
niveles 0 1 y 2 se encuentran en remoto
Permite la operacioacuten desde el centro de control a traveacutes de la interfaz de
operacioacuten a distancia para el caso de nuestro paiacutes normalmente se utiliza el
protocolo de comunicacioacuten DNP3 o en su defecto IEC 60870-5-101
Figura 10 Niveles de operacioacuten para control de subestaciones
Nivel 3Centro de Control - SCADA
Nivel 2Estacioacuten de Operacioacuten
(HMI Local)
Nivel 1Controlador de Bahiacutea
Nivel 0 Patio
Fuente elaboracioacuten propia
15 Topologiacuteas de subestaciones eleacutectricas
Corresponde a la configuracioacuten de los equipos electromecaacutenicos
pertenecientes a una subestacioacuten eleacutectrica permitiendo la operacioacuten de la
subestacioacuten con un alto grado de confiabilidad seguridad y flexibilidad que
permita el manejo transformacioacuten y distribucioacuten de la energiacutea
19
151 Barra sencilla
Es la topologiacutea baacutesica y maacutes sencilla que se puede encontrar de alguna
subestacioacuten es la que utiliza la menor cantidad de equipo ademaacutes de ser el
maacutes econoacutemico de implementar Una de sus desventajas es que al momento
de darle mantenimiento a la subestacioacuten debe ser desenergizada
completamente Provee poca flexibilidad y confiabilidad ya que al momento de
existir una falla en barras o dantildeo en alguacuten otro elemento la subestacioacuten queda
fuera de operacioacuten por completo
Figura 11 Topologiacutea de subestacioacuten barra sencilla
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 43
152 Barra en anillo
Esta topologiacutea baacutesica ofrece algunos beneficios si es comparada con la
barra sencilla pero no llega a ofrecer el mismo nivel de confiabilidad y
flexibilidad que la de interruptor y medio dentro de las caracteriacutesticas maacutes
20
importantes se menciona que se necesita la misma cantidad de interruptores de
potencia que las bahiacuteas que contenga la subestacioacuten El barraje se encuentra
seccionado en varias partes cada bahiacutea contiene dos seccionadores
adyacentes que permiten sea alimentado desde cualquiera de las barras
adyacentes
Una de sus principales desventajas estaacute en el tamantildeo de la subestacioacuten
ya que requiere de un aacuterea maacutes grande en su instalacioacuten y de las estructuras
adicionales que se deben contemplar
Figura 12 Topologiacutea de subestacioacuten barra en anillo
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 44
153 Interruptor y medio
En este tipo de arreglo encontramos una caracteriacutestica importante que es
de donde se deriva el nombre por cada dos bahiacuteas en la subestacioacuten se
tendraacuten tres interruptores asociados es decir que comparten uno de los
interruptores normalmente el del centro
21
Ofrece un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad tanto en condiciones de
falla en barra o falla de alguno los interruptores puede seguir siendo alimentado
por la otra barra por ello es importante desde el disentildeo se tenga contemplado
que ambas barras tengan la capacidad de soportar la carga de la subestacioacuten
completa
Figura 13 Topologiacutea de subestacioacuten interruptor y medio
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 46
154 Doble barra y doble interruptor
Para esta topologiacutea se tiene el doble de elementos utilizados que en una
barra sencilla tanto en el barraje como en los interruptores por cada bahiacutea
Ofrece una gran versatilidad ya que permite transmitir toda la carga subestacioacuten
de una barra a la otra al momento de presentarse alguna falla eleacutectrica o de
alguno de los interruptores
De las topologiacuteas mencionadas esta es la maacutes costosa de todas
normalmente la encontramos utilizada cerca de las centrales de generacioacuten
debido a que es donde la continuidad del servicio es criacutetica
22
Cada una de las barras consta de su propia proteccioacuten diferencial de
barras lo cual permite que al presentarse una falla en el barraje se pueda
liberar la falla desconectando todos los interruptores asociados a esa barra
permitiendo la continuidad del servicio a traveacutes del otro interruptor conectado a
la otra barra
Figura 14 Topologiacutea de subestacioacuten doble barra y doble interruptor
Fuente ENRIacuteQUEZ Gilberto Elementos de disentildeo de subestaciones eleacutectricas p 48
16 Comparativa entre tecnologiacuteas de subestaciones
En las subestaciones eleacutectricas se han planteado muchos dilemas
respecto de la diferencia en cuestioacuten de costos en implementar una subestacioacuten
convencional y una subestacioacuten digital utilizando como principal herramienta la
norma IEC 61 850 por ello se plantean a continuacioacuten ciertos criterios que
pueden y permiten hacerse una idea maacutes general de cuales los beneficios de
una u otra tecnologiacutea
23
El dilema principal en el tema de las subestaciones eleacutectricas radica en los
beneficios obtenidos de la implementacioacuten de una tecnologiacutea convencional o
una tecnologiacutea digital son los suficientes para elegir una u otra Esta se puede
mencionar desde el punto de vista de quieacuten lo esteacute evaluando en definitiva
para un ingeniero tendraacute una visioacuten muy diferente que si se evaluacutea desde el
punto de vista del aacuterea administrativa o contable
El ingeniero propondraacute una implementacioacuten de subestacioacuten digital ya que
esta implementacioacuten permitiraacute
bull Mayor flexibilidad al momento de cambios en las condiciones de las
funciones de proteccioacuten y control
bull Menor cantidad de cableados de sentildeales
bull Instalacioacuten y puesta en servicio maacutes raacutepida
Figura 15 Punto de vista de implementacioacuten de subestacioacuten eleacutectrica
BENEFICIOS
COSTOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de aacuterea contable
JUSTIFICACION DEL DILEMA
COSTOS
BENEFICIOS
Justificacioacuten desde punto de
vista de ingeniero
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfileuploads199b9eda4086
da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
24
La comparacioacuten presentada de los dos tipos de tecnologiacuteas se da en
teacuterminos cualitativos pero siacute es de suma importancia conocerlos ya que
permiten corroborar la importancia e impacto que se observariacutea al decidirse por
uno u otro modelo
La siguiente tabla muestra algunas de las caracteriacutesticas maacutes importantes
por tomar en cuenta para decidir el tipo de tecnologiacutea que se vaya a
implementar
Figura 16 Comparativa costos de implementacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia empleando Curso IEC61850 Hand on training An introduction to
GOOSE configuration amp system Integration Guatemala 102013
Lo anteriormente descrito presenta una definicioacuten de coacutemo se evaluaraacuten
los costos a traveacutes del tiempo en donde la inversioacuten inicial con la tecnologiacutea
digital o IEC 61 850 se vuelve un poco maacutes costosa pero en el transcurso del
tiempo este gasto queda completamente justificado
25
La eleccioacuten de queacute tipo de tecnologiacutea utilizar en muchas ocasiones se
centra uacutenicamente en el tema econoacutemico con el paso del tiempo esta situacioacuten
se deberaacute revertir ya que todas las nuevas implementaciones de subestaciones
poco a poco incorporaraacuten la tecnologiacutea de IEC 61 850 provocando que a un
futuro no muy lejano no se encuentren maacutes subestaciones con tecnologiacutea
convencional
Figura 17 Evaluacioacuten costo tiempo en tecnologiacuteas de subestacioacuten
Recuperacioacuten
de la inversioacutenCompra
Enfoque
IEC 61 850
Enfoque
Convencional
CO
ST
OS
TIEMPO
Beneficios
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 8 de abril de 2018
26
27
2 RELEVADORES DE PROTECCIOacuteN
Los relevadores de proteccioacuten dentro de una subestacioacuten son elementos
criacuteticos para la correcta operacioacuten de ello depende la deteccioacuten de las fallas
que se produzcan en el sistema eleacutectrico Mediante estos elementos se
despejan (aiacuteslan) las fallas por medio de los algoritmos incorporados en los
relevadores Estos dispositivos han tenido grandes avances en su tecnologiacutea
en la actualidad se encuentra que se han incorporado otras funciones
adicionales tales como capacidad de realizar loacutegicas de control y comunicacioacuten
entre equipos al mismo nivel y nivel superior
A continuacioacuten se presenta un breve resumen de la historia de los
relevadores de proteccioacuten y su evolucioacuten
21 Historia
El primer meacutetodo de proteccioacuten para los sistemas eleacutectricos fue el fusible
el cual hoy en diacutea se sigue utilizando pero presenta el inconveniente que se
dantildea al momento de detectar la falla debe ser reemplazado para restablecer la
operacioacuten del sistema que se proteja con eacutel La primera versioacuten de relevadores
de proteccioacuten automaacutetica que resuelve el problema del fusible son los
relevadores electromecaacutenicos los cuales surgieron hace un poco maacutes de
100 antildeos
En el transcurso de este tiempo se han observado grandes avances desde
los primeros equipos de proteccioacuten hasta los que se encuentran hoy en diacutea los
cuales se pueden clasificar de la siguiente manera
28
bull Relevadores electromecaacutenicos
bull Relevadores de estado soacutelido
bull Relevadores digitales
Figura 18 Evolucioacuten de los relevadores de proteccioacuten
Fuente Scribd Introduccioacuten a los relevadores digitales
httpsesscribdcomdoc51572240Introduccion-a-los-relevadores-digitales Consulta 30 de
junio de 2019
211 Relevadores electromecaacutenicos
La primera versioacuten de los relevadores de proteccioacuten tiene su principio de
operacioacuten en la atraccioacuteninduccioacuten magneacutetica estos relevadores utilizan el
principio del motor de induccioacuten el cual contiene un disco que opera cuando
circula por la bobina del relevador una corriente de igual o mayor magnitud a la
a una previamente establecida (ajuste) Al girar el disco cierra un juego de
contactos que dispara el interruptor de potencia
29
Figura 19 Relevador electromecaacutenico
Fuente Protective Relays Relevador electromecaacutenico wwwcircuitbreakercomprotective-
relays Consulta 30 de junio de 2019
212 Relevadores de estado soacutelido
El principio de operacioacuten de este tipo de relevadores no estaacute relacionado
con el desplazamiento de piezas moacuteviles Su gran expansioacuten se dio en la
deacutecada de 1960 con el desarrollo de sistemas eleacutectricos maacutes grandes y
complejos e interconectados entre siacute Los relevadores de estado soacutelido fueron
disentildeados con circuitos electroacutenicos analoacutegicos los cuales hacen un
equivalente de las funciones de deteccioacuten que realizaban sus antecesores los
relevadores electromecaacutenicos
Con el transcurso del tiempo y la nueva tecnologiacutea de integracioacuten de
circuitos los relevadores de este tipo utilizan ahora los amplificadores
operacionales como su principal elemento para la deteccioacuten de las fallas
Algunas de las diferencias que se pueden encontrar respecto de los relevadores
electromecaacutenicos son las siguientes
30
bull Tiempo de respuesta maacutes raacutepido
bull Mayor tiempo de vida
bull Mayor sensibilidad
bull Reduccioacuten de tamantildeo
Figura 20 Relevador de estado soacutelido
Fuente Metrum Henan Relevador de estado soacutelido httpsnewabbcommedium-
voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-
toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
213 Relevadores digitales
Su principio de operacioacuten es la conversioacuten de sentildeales de corriente y
tensioacuten en sentildeales binarias por medio de un convertidor analoacutegicodigital
posteriormente estas sentildeales son procesadas por los algoritmos de operacioacuten
de cada una de las funciones de proteccioacuten Una caracteriacutestica importante de
los relevadores digitales es la multiplicidad de funciones que puede realizar
comuacutenmente a estos equipos tambieacuten se les denomina IED (Intelligent
Electronic Device)
31
Es de suma importancia mencionar sobre los relevadores digitales su
capacidad de autodiagnoacutestico (hardware y software) proveyendo sentildeales de
alerta o indicacioacuten Los distintos fabricantes de equipos de proteccioacuten
implementan sus algoritmos para las funciones especiacuteficas que se pondraacuten en
servicio de acuerdo con el estudio de cortocircuito y el de coordinacioacuten de
protecciones
Ademaacutes se encuentra que estos equipos tienen la capacidad de
almacenar informacioacuten previa durante y despueacutes de una falla permitiendo
realizar el anaacutelisis respectivo del evento maacutes faacutecil y con una mayor rapidez
Figura 21 Relevador digital
Fuente Metrum Henan Relevador digital httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-
automationprotection-relay-serviceslegacy-relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-
overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de junio de 2019
32
Figura 22 Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el
equipo
Fuente ABB Relevador digital funciones de proteccioacuten disponibles en el equipo
httpsnewabbcommedium-voltagedistribution-automationprotection-relay-serviceslegacy-
relays-and-related-devices-and-toolsthree-phase-overcurrent-relay-spaj-131-c Consulta 30 de
junio de 2019
Los IED tienen una gran variedad de funciones de proteccioacuten que pueden
ser implementadas su seleccioacuten depende del elemento eleacutectrico que se desea
proteger De alliacute tambieacuten surge la necesidad de elegir el dispositivo que cubre
los requerimientos miacutenimos de proteccioacuten que seraacuten implementados el mismo
depende del elemento eleacutectrico del sistema que se va a proteger
En las subestaciones eleacutectricas normalmente se encuentran equipos de
proteccioacuten de distintos modelos en muchas ocasiones comparten las funciones
disponibles pero implementadas solamente las necesarias para cada caso en
especiacutefico Dentro de una subestacioacuten del sistema eleacutectrico de potencia se
33
pueden encontrar los siguientes equipos de proteccioacuten y control como los maacutes
comunes
bull Relevadores de proteccioacuten de liacutenea
bull Relevadores de proteccioacuten de transformador
bull Relevadores de proteccioacuten de barra
bull Relevadores de proteccioacuten de alimentador
Los equipos listados anteriormente requieren de un IED independiente
para cada una de las funciones dependiendo de los requerimientos de
operacioacuten y control en la subestacioacuten deben interactuaroperar en paralelo uno
o maacutes equipos al mismo tiempo
22 Comunicacioacuten con relevadores digitales
Los relevadores digitales crearon una revolucioacuten en la forma en que se
implementan hoy en diacutea las funciones de proteccioacuten dentro del sistema eleacutectrico
de potencia esto se debe a una serie de razones dentro de las cuales se
describiraacuten algunas de las maacutes importantes
Los fabricantes de los relevadores digitales de proteccioacuten han incluido en
sus equipos distintas funciones a las de proteccioacuten incorporando en los
relevadores o IED capacidades de almacenamiento de eventos cuando se
produce una falla ademaacutes de registrar cuando el equipo tiene alguacuten problema
interno ya sea en software o hardware
Al incorporar dichas funcionalidades a los equipos tambieacuten se han visto en
la necesidad de facilitar a la persona encargada de configurarlo las
herramientas necesarias para que su trabajo sea maacutes sencillo y raacutepido de
34
realizar Por esto se han agregado puertos de comunicacioacuten desde los cuales
se puede interconectar hacia una computadora utilizando un software dedicado
para este propoacutesito el cual es uacutenico y especiacutefico para cada fabricante
Con esta herramienta el proceso de pruebas de puesta en servicio y
mantenimiento posterior se hace mucho maacutes sencillo a diferencia de los
relevadores de estado soacutelido previamente mencionados que su meacutetodo de
configuracioacuten se ejerciacutea a traveacutes de medios mecaacutenicos para el ajuste requerido
(dip switches o potencioacutemetros)
221 Comunicacioacuten con relevadores y software propietario
La comunicacioacuten de los relevadores trajo un gran beneficio para el
implementador o ingeniero de puesta en servicio de los equipos proveyeacutendole
nuevas herramientas para realizar su trabajo maacutes sencillo y raacutepido El meacutetodo
utilizado para la configuracioacuten es la conexioacuten punto a punto utilizando un puerto
de comunicacioacuten serial RS-232 con un conector DB9
La conexioacuten se realizaba de punto a punto con conectores DB9 en ambos
extremos (relevador y computadora) posteriormente las computadoras ya no
contaban con un puerto serial fiacutesico por lo que se vio la necesidad de
incorporar los cables convertidores serialUSB como el mostrado a
continuacioacuten
35
Figura 23 Cable de comunicacioacuten USBSerial
Fuente USBSerial SEL-C662
httpsselinccomproductsusb-serial Consulta 30 de junio de 2019
La comunicacioacuten establecida por este medio fiacutesico entre el relevador y la
computadora es para la configuracioacuten de paraacutemetros de proteccioacuten control y
comunicacioacuten hacia otro equipo en un nivel superior por ejemplo un HMI o un
SCADA
222 Comunicacioacuten con relevadores hacia HMIRTU o
SCADA
Alrededor de la deacutecada de 1980 cuando se incorporoacute un medio fiacutesico a los
equipos de proteccioacuten se tiene la capacidad de extraer la informacioacuten del
relevador esto aplica tanto sentildeales digitales como analoacutegicas Las sentildeales se
reportan y monitorean desde la estacioacuten de trabajo del operador facilitando el
trabajo de este ya que centraliza la informacioacuten de las diferentes bahiacuteas de la
subestacioacuten en un solo sitio Esta caracteriacutestica permite que los relevadores
digitales puedan comunicarse a equipos que se encuentran en un nivel
superior Incorporando en este punto los niveles 3 y 4 de control en la
subestacioacuten para lo cual los equipos de patio (interruptores seccionadores)
tienen la capacidad de ser operados desde un centro de control nacional en el
36
caso de que pertenezcan al SNI o desde el HMI local por el operador de la
subestacioacuten
La comunicacioacuten hoy diacutea se puede encontrar en distintas formas o
medios fiacutesicos cada uno de ellos con sus caracteriacutesticas especiales asiacute como
tambieacuten sus limitantes los maacutes importantes son los siguientes
bull Comunicacioacuten serial RS-232
bull Comunicacioacuten serial RS-485
bull Comunicacioacuten Ethernet cobre
bull Comunicacioacuten Ethernet fibra oacuteptica
2221 Comunicacioacuten serial RS-232
En los primeros relevadores digitales la tecnologiacutea disponible para ese
momento permitiacutea uacutenicamente utilizar la comunicacioacuten serial como uacutenica y casi
que exclusiva Dicha tecnologiacutea se sigue utilizando algunos fabricantes de
relevadores incorporan este tipo de comunicacioacuten para la administracioacuten de los
equipos aunque esto no es obligatorio manejarlo de esta forma
La comunicacioacuten RS-232 fue disentildeado en la deacutecada de 1960 para
establecer la comunicacioacuten entre un equipo terminal de datos DTE (Data
Terminal Equipment el PC en este caso) y un equipo de comunicacioacuten de datos
o DCE (Data Communication Equipment normalmente un moacutedem) Es una
conexioacuten punto a punto lo que significa que el equipo maestro necesita la
misma cantidad de puertos de comunicacioacuten como relevadores o equipos se
desee interrogar Tiene ciertas limitaciones las que se presentan debido a
tensiones de alrededor de 15 voltios ademaacutes que los circuitos no son
balanceados provocando que sea maacutes susceptible al ruido
37
Los paraacutemetros de la transmisioacuten de datos son configurables en el caso
de la velocidad puede variar entre 50 y 19200 baudios
Figura 24 Comunicacioacuten serial RS-232
Esclavo 1 Esclavo 2 Esclavo 3 Esclavo 4
Maestro
Fuente elaboracioacuten propia
2222 Comunicacioacuten serial RS-485
Este tipo de comunicacioacuten serial maneja baacutesicamente circuitos
balanceados con un voltaje entre 5 y 6 voltios lo que permite que tenga cierto
nivel de inmunidad al ruido Una diferencia muy marcada con respecto a su
antecesor el RS-232 es que permite conectar maacutes de un equipo esclavo en el
puerto de comunicacioacuten del maestro con la limitante que soacutelo un equipo puede
ser interrogado a la vez
La norma establece que para este tipo de conexiones estaacute dado por un
cable de cobre trenzado y terminales atornillables dando una mayor resistencia
a la interferencia electromagneacutetica y mayor velocidad de transmisioacuten que con la
norma RS-232 Se tiene un valor maacuteximo de 32 equipos que pueden ser
conectados en un solo puerto aunque en la praacutectica esto no se trabaja de esta
forma
38
La distancia maacutexima por alcanzar para la transmisioacuten estaacute dada por la
relacioacuten que existe entre el volumen de los datos a transferir y la cantidad de
equipos a transmitir informacioacuten por la red La distancia maacutexima que se puede
alcanzar es de 1 200 metros con una velocidad de 10 Mbps
Figura 25 Comunicacioacuten serial RS-485
Esclavo 1
Esclavo 2
Maestro
Esclavo 3
Esclavo 4
Fuente elaboracioacuten propia
2223 Comunicacioacuten Ethernet
Es la tecnologiacutea de red de aacuterea local (LAN) maacutes utilizada e instalada Es
un protocolo de capa de enlace TCPIP la misma describe coacutemo los
dispositivos conectados en la red pueden enviar y recibir informacioacuten de otros
dispositivos de red en el mismo segmento de red
Estaacute dentro de la familia de estaacutendares conocida como IEEE 8023
Ethernet que fue desarrollado por Xerox en la deacutecada de 1970 Ethernet fue
inicialmente disentildeado para funcionar con cables coaxiales pero una LAN
Ethernet tiacutepica ahora usa grados especiales de cables de par trenzado o
cableado de fibra oacuteptica
39
Estaacuten involucradas la capa 1 (la capa fiacutesica) como la capa 2 (la capa de
enlace de datos) las cuales corresponden al modelo OSI de protocolo de red
En Ethernet estaacuten definidas dos unidades de transmisioacuten paquete y estructura
La estructura contiene ademaacutes de la carga uacutetil de datos que se transmiten
sino tambieacuten informacioacuten de direcciones que identifica las direcciones fiacutesicas de
Control de acceso (MAC) tanto del emisor como del receptor la bandera de
VLAN y estadiacutesticas de calidad asiacute como la informacioacuten de los errores
encontrados en la transmisioacuten
Todos los mensajes estaacuten empaquetados en el que se encuentran varios
bytes de informacioacuten que se utilizan para establecer la conexioacuten e identificar
donde comienza el mensaje
Los estaacutendares de Ethernet han evolucionado tanto que hoy en diacutea
abarcan nuevos medios funcionalidades y mayores velocidades de transmisioacuten
Por ejemplo 8023ac para acomodar la VLAN la bandera de prioridad y los
requisitos funcionales por ejemplo 8023af definine al Power Over Ethernet
(POE) como crucial para la mayoriacutea de las implementaciones de telefoniacutea IP y
Wi-Fi
Al inicio Ethernet se identificoacute como un medio compartido muacuteltiples
dispositivos en la red conectados como una serie pero luego cambioacute a la
topologiacutea estrella que utiliza routers Ethernet (que replicaban todo el paquete de
datos de un puerto a cualquier otro) Los dispositivos de Ethernet verifican si
otro equipo estaacute transmitiendo al mismo tiempo al ser de esta forma (detecta la
colisioacuten) esperaraacute un poco antes de volver a intentar la transmisioacuten
40
Con el transcurso del tiempo los concentradores fueron reemplazados por
conmutadores que enviacutean a cada puerto uacutenicamente el traacutefico dirigido al
dispositivo conectado en ese puerto Ademaacutes de esto y la migracioacuten del
cableado de cobre trenzado a coaxial (con pares exclusivos para enviar y recibir
datos) y fibra oacuteptica contribuyeron a que estos problemas se resolvieran
Las redes Ethernet maacutes utilizadas son llamadas 100 BASE-T (BASE-T
indica que los sistemas utilizan un cableado de par trenzado) proporcionando
velocidades de transmisioacuten de hasta 100 Mbps Gigabit Ethernet proporciona
velocidades de 1 000 Mbps Existe un desarrollo constantemente con el objetivo
de lograr velocidades maacutes altas para su estandarizacioacuten
El personal de redes normalmente utiliza las redes 100 BASE-T para la
conexioacuten de computadoras impresoras y usuarios comunes La red
1 000 BASE-T principalmente en aplicaciones que involucran servidores y
almacenamiento Con el paso del tiempo es necesario incrementar la velocidad
en cada conexioacuten debido a la demanda de informacioacuten requerida
41
Figura 26 Modelo OSI protocolo de red
Fuente Culturation Especial Modelo OSI Introduccioacuten httpculturacioncomespecial-modelo-
osi-introduccion Consulta 30 de junio de 2019
Para cada red LAN Ethernet tiacutepica se utiliza un tipo distinto de cables de
par trenzado o patch cord de fibra oacuteptica esto depende de la aplicacioacuten que se
vaya a implementar En el caso de la fibra oacuteptica se tienen dos tipos distintos
que baacutesicamente difieren una de otra en las distancias maacuteximas que se pueden
alcanzar con cada tipo La fibra oacuteptica monomodo que es utilizada para
distancias mayores a 1 km y la fibra oacuteptica multimodo es utilizada para
distancias menores a 1 km esto aplica para equipos conectados directamente a
switches o convertidores de medio
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
PRESENTACIOacuteN
SESIOacuteN
TRANSPORTE
RED
ENLACE
FIacuteSICA
APLICACIOacuteN
SISTEMA B SISTEMA A
42
Figura 27 Conector Ethernet cobre
Fuente AliExpresscom Productos reciclados httpsesaliexpresscomi32545286180html
Consulta 30 de junio de 2019
Figura 28 Conector Ethernet fibra oacuteptica
Fuente NEXUS Conector Ethernet fibra oacuteptica httpwwwnexuscompeproductos-
detallesiemon-fj2-lclc5v-03aq-patch-cord-fibra-optica-lc-lc-om4-3mts Consulta 30 de junio de
2019
43
23 Loacutegica de control en relevadores
La loacutegica de control consiste en la configuracioacuten de una serie de
elementos loacutegicos disponibles en los controladores que permita manipular de
forma segura y adecuada un proceso Dentro de estos se pueden encontrar
temporizadores compuertas loacutegicas flip-flop y variables internas de los
equipos
En los relevadores de proteccioacuten se encuentra que hoy en diacutea tienen
muchas maacutes capacidades que su funcioacuten principal de proteccioacuten una de ellas
es la de ejecutar loacutegicas de control las cuales permiten monitorear controlar y
operar los elementos de patio de una subestacioacuten eleacutectrica Todo esto depende
de proveerle al equipo las herramientas necesarias para este efecto
El meacutetodo utilizado para la configuracioacuten de las loacutegicas de control estaacute en
funcioacuten de la marca del relevador a utilizar en muchos casos son situaciones
similares pero en general cada fabricante ha incorporado el meacutetodo que le
parece el oacuteptimo para el desarrollo de las loacutegicas en su equipo especiacutefico
Los relevadores de proteccioacuten para realizar sus operaciones necesitan
recibir retroalimentacioacuten del estado de los elementos por controlar a su vez
necesitan ejecutar de alguna forma los controles para lo que se debe tener
como miacutenimo en el relevador muacuteltiples unidades de cada uno de los siguientes
iacutetems
bull Entradas digitales o binarias
bull Salidas digitales o binarias
bull Entradas analoacutegicas
44
Figura 29 Software de interfaz relevador General Electric 345
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
231 Entradas digitales
El equipo de proteccioacuten consta de una cantidad limitada de contactos de
entrada Para el caso de las entradas digitales su principio de operacioacuten es al
recibir un voltaje en AC o DC (depende del fabricante) que supere el umbral de
deteccioacuten de sentildeal el equipo interpreta si estaacute o no energizada la entrada
digital
Se puede denominar tambieacuten entrada binaria ya que solamente puede
tener 2 estados 1 o 0 En algunos casos es configurable el tiempo miacutenimo que
debe durar la sentildeal para ser detectada por el equipo ciertos equipos pueden
45
tener una caracteriacutestica adicional en sus entradas digitales pueden tener
polaridad para la deteccioacuten de la sentildeal esto depende en muchos casos del tipo
de equipo los fabricantes los definen por las capacidades que tienen gama alta
o gama baja
Ademaacutes se pueden encontrar que las entradas binarias pueden manejar
distintos voltajes de operacioacuten esto debe ser solicitado al fabricante ya que se
hace bastante complejo cambiar un equipo o una tarjeta cuando ya ha sido
entregado para el caso en particular de Guatemala todos los equipos deben ser
importados desde sus paiacuteses de origen Una configuracioacuten tiacutepica de conexioacuten
de entrada digital es la siguiente
Figura 30 Conexioacuten de entrada digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
232 Salidas digitales
Son las encargadas de ejecutar las oacuterdenes que el equipo de control enviacutee
al cumplirse la loacutegica de control Las salidas digitales o binarias como tambieacuten
46
se les conoce pueden tener un amplio margen para su operacioacuten esto en
funcioacuten del voltaje que puede manejar ademaacutes del tipo de salida por utilizar
En algunos casos los relevadores tienen salidas especiacuteficas que el mismo
fabricante define para que sean utilizadas para la operacioacuten de disparo o cierre
de interruptores o seccionadores lo han definido de esta forma debido a que
esos contactos de las salidas digitales tienen la capacidad de soportar
corrientes con una mayor magnitud circulando por ellos
Se pueden encontrar como en el equipo de control SEL-2411 salidas
digitales tipo A y tipo C para las que su principal diferencia estaacute en que primera
es un contacto seco normalmente abierto que se cierra cuando la loacutegica de
control se lo indica
Para la salida tipo C tiene dos contactos uno abierto y uno cerrado al
indicarse desde la loacutegica de control que se opere esta salida el contacto abierto
pasa a cerrado y el contacto cerrado pasa a abierto lo antes mencionado es
especiacutefico del fabricante de relevadores SEL
Se puede configurar el tiempo que el contacto de cada salida permanece
abiertocerrado seguacuten sea el caso independientemente de lo que indique la
loacutegica de control lo que ayuda al momento de hacer una implementacioacuten
debido a que los equipos en ciertas ocasiones requieren que los pulsos para
que ellos operen sean de una duracioacuten mayor
A continuacioacuten se muestra la conexioacuten tiacutepica de una salida digital de un
relevador de proteccioacuten
47
Figura 31 Conexioacuten de salida digital
Fuente SELINC SEL-2411 Programmable automation controller Instruction Manual 20120907
httpscms-cdnselinccomassetsLiteratureProduct20LiteratureData
20Sheets2411_DS_20200605pdfv=20200619-142100 Consulta 29 de julio de 2019
233 Entradas analoacutegicas
Los relevadores de proteccioacuten constan de entradas analoacutegicas cuya
cantidad depende del tipo de elemento por proteger en algunos se puede
encontrar solamente entradas de corriente en otros una combinacioacuten de
corriente y voltaje las distintas combinaciones dependen de la flexibilidad que
cada fabricante tenga respecto de este tema normalmente estaacuten definidas las
combinaciones que se pueden elegir
Las entradas de corriente y voltaje son las encargadas de entregar las
referencias de estas dos magnitudes eleacutectricas al relevador los cuales son
valores secundarios que corresponden a una relacioacuten de los valores medidos
en el lado de alta tensioacuten
48
Las entradas de corriente se puede encontrar de dos tipos principalmente
entradas a 1 o 5 amperios secundarios El lado de alta tensioacuten depende de la
corriente maacutexima que se espera por ejemplo 20005 lo que representa que por
cada 2 000 amperios primarios se obtendraacuten 5 amperios secundarios
En las entradas de voltaje se puede encontrar un margen maacutes amplio de
operacioacuten de los relevadores por ejemplo en el relevador SEL-421 su intervalo
es de 0 a 300 V Normalmente los valores de relacioacuten de transformacioacuten se
expresan en el valor primario respecto del secundario por ejemplo 69 000radic3
120radic3 V lo que se puede interpretar que por cada 69 000 voltios primarios
dividido entre la raiacutez cuadrada de 3 se obtendraacuten 120 voltios secundarios entre
la raiacutez cuadrada de 3
Las entradas de corriente y voltaje son las maacutes importantes en los
relevadores de proteccioacuten ya que sin ellas el relevador de proteccioacuten puede ser
considerado como un equipo sin utilidad debido a que no puede obtener la
informacioacuten del elemento por proteger al momento de alguna falla Es
importante mencionar la importancia de colocar elementos de voltaje y corriente
que tengan la misma relacioacuten entre las fases ya que el relevador puede operar
de forma erroacutenea al momento de conectar una combinacioacuten distinta de
elementos
Un tema importante de mencionar en el caso de las entradas de corriente
es que el relevador espera recibir en sus entradas la polaridad del
transformador de corriente no solo para las mediciones que pueda presentar
sino que para funciones de proteccioacuten que puedan incluir la direccionalidad para
la deteccioacuten de las fallas
49
Figura 32 Conexioacuten de entradas de tensioacuten y corriente
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software EnerVista 3 Series Setup versioacuten 240
24 Loacutegica de proteccioacuten en relevadores
En los relevadores de proteccioacuten la loacutegica de proteccioacuten es la maacutes sencilla
de todas debido a que baacutesicamente se requiere tomar las funciones de
proteccioacuten que arroje el estudio de coordinacioacuten de protecciones y asignar
todas esas sentildeales a las salidas digitales para disparo del o de los interruptores
de potencia asociados al elemento por proteger
Los interruptores luego de recibir las sentildeales deben liberar las fallas en
los tiempos establecidos para evitar dantildeo en los equipos de potencia La loacutegica
de proteccioacuten puede y debe ser lo maacutes sencilla y directa posible depende de
cada fabricante la forma de configurarla En general se puede resumir en una
50
matriz de disparos que debe contener todas las razones de disparo
configuradas en el relevador de proteccioacuten
En la siguiente imagen se observa la configuracioacuten de las sentildeales de
disparo correspondiente a las funciones de proteccioacuten
Figura 33 Configuracioacuten de razones de disparo
Fuente elaboracioacuten propia empleando Software AcSELerator Quickset versioacuten 6722
51
3 PROTOCOLOS DE COMUNICACIOacuteN
La automatizacioacuten hoy diacutea juega un papel muy importante en el desarrollo
de la vida cotidiana Es criacutetico para ciertas actividades en las que por ejemplo
los equipos de proteccioacuten y control del sistema de distribucioacuten eleacutectrica se
encuentran en lugares distantes o de difiacutecil acceso Por ello es importante
contar con un nivel de automatizacioacuten que cumpla con facilitar los trabajos al
momento de ser requeridos
Un protocolo de comunicacioacuten se puede definir como el conjunto de reglas
que especifican el enviacuteo y recepcioacuten de informacioacuten entre dos o maacutes
dispositivos de un sistema El protocolo define uacutenicamente coacutemo se deben
comunicar los equipos es decir el formato y la secuencia de datos que van a
intercambiar
Los protocolos de comunicacioacuten pueden utilizar las siete capas del modelo
OSI o bien solo una parte de ellas depende del tipo de aplicacioacuten en el que
sea utilizado Dos equipos de diferentes marcas se pueden comunicar entre
ellos solo si usan el mismo protocolo de comunicacioacuten Debido a esto en el
mercado se pueden encontrar una gran variedad de protocolos muchos de los
grandes fabricantes de equipos de proteccioacuten definieron cada uno su protocolo
de comunicacioacuten en especiacutefico
La diversidad de protocolos de comunicacioacuten existentes en el mercado se
pueden dividir en dos categoriacuteas
bull Protocolos propietarios
52
bull Protocolos abiertos
31 Protocolos propietarios
Son desarrollados pertenecen y son controlados solo por el fabricante
significa que una empresa o un grupo muy pequentildeo de empresas controlan el
uso especiacutefico de esa tecnologiacutea Alrededor de la deacutecada de 1980 las empresas
desarrolladoras de su protocolo propietario empezaron a experimentar
problemas de interaccioacuten de sus equipos con equipos de un distinto fabricante
En el caso del protocolo propietario el desarrollador da mantenimiento y
provee las condiciones para el desarrollo continuo del mismo Una opcioacuten es
que se convierta en la base para un acuerdo de licencia en donde el propietario
permite que un tercero tenga acceso al protocolo a cambio de una cuota de
suscripcioacuten con el objetivo de no hacer puacuteblico el protocolo
32 Protocolos abiertos
Este protocolo se publica y estaacute a disposicioacuten de cualquier interesado en
utilizarlo son producidos y promovidos por un organismo de normalizacioacuten
internacional con especializacioacuten en el campo en especiacutefico en el que se utilice
El desarrollo de protocolos abiertos ha permitido comunicar equipos de
muacuteltiples fabricantes entre ellos cada uno con caracteriacutesticas especiales las
que permite utilizar en muacuteltiples aplicaciones Para el caso en especiacutefico de las
subestaciones eleacutectricas los protocolos requieren de ciertas caracteriacutesticas muy
especiacuteficas en la operacioacuten de la subestacioacuten
53
A continuacioacuten se listan los protocolos de comunicacioacuten maacutes utilizados en
subestaciones eleacutectricas
bull Modbus
bull DNP3
bull IEC 608070-5-104
bull IEC 61850
321 Protocolo Modbus
Es un protocolo de comunicacioacuten que permite el intercambio de datos
entre dos o maacutes equipos conectados a una misma red Los dispositivos
electroacutenicos pueden intercambiar informacioacuten a traveacutes de la interaccioacuten de los
equipos utilizando la arquitectura de maestroesclavo Lo que quiere decir que
el maestro (dispositivo que inicia la comunicacioacuten) debe esperar una respuesta
del esclavo (equipo que entrega la informacioacuten)
El contenido de las preguntasrespuestas y las capas de red a traveacutes de
las que se enviacutean estos mensajes estaacuten definidas por las diferentes capas del
protocolo Fue desarrollado por la empresa Modicon en 1979 y debido a que es
sencillo y faacutecil de implementar se ha popularizado en las aplicaciones de
automatizacioacuten y control
No especifica el tipo de red en que se puede utilizar bajo esta
circunstancia se puede implementar sobre redes Ethernet RS-485 RS-422
Dado que es el maestro quien inicia la comunicacioacuten los esclavos que pueden
llegar a ser hasta 247 en total cada uno de ellos debe de poseer con un
identificador (ID) distinto Los esclavos se limitan a entregar los datos
solicitados por el maestro o en su defecto a ejecutar la accioacuten indicada por este
54
Es ampliamente aceptado y se utiliza en la construccioacuten de Sistemas de
gestioacuten de edificios (BMS) y Sistemas de Automatizacioacuten Industrial Su
aplicacioacuten ha sido impulsada por su facilidad de uso confiabilidad y el hecho de
que es un protocolo abierto y se puede usar sin necesidad de tener
licenciamiento en cualquier dispositivo o aplicacioacuten
Figura 34 Arquitectura maestroesclavo
Fuente EcuRed Protocolo de Comunicacioacuten
ModbuswwwecuredcuProtocolo_de_ComunicaciC3B3n_Modbus Consulta 29 de julio de
2019
Este protocolo tiene distintas formas de transmisioacuten las cuales describen
la forma en que se transmiten los bytes del mensaje y de coacutemo la informacioacuten
del mensaje seraacute empaquetada y desempaquetada para su interpretacioacuten No
se puede utilizar dos modos de transmisioacuten en la misma red por lo tanto se
encontraraacuten aplicaciones utilizando el protocolo Modbus tanto con cables de red
asiacute tambieacuten con cables seriales siempre y cuando los equipos utilizados tengan
la capacidad de hacerlo
El protocolo Modbus estaacute basado en una serie de tablas que tienen
diferentes caracteriacutesticas las cuales se listan a continuacioacuten
55
Tabla I Tipo de registros Modbus
Bloque de Memoria Tipo de datos Tipo Comentario
Entradas discretas (Discrete Inputs)
Booleano (Single bit) Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Bobinas (Coils) Booleano (Single bit) LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Registros de entrada (Input Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
Lectura Este tipo de dato puede ser obtenido desde las IO (entradas o salidas) del sistema
Registros de retencioacuten (Holding Register)
Palabra sin signo (16 bit word)
LecturaEscritura Este tipo de dato puede ser modificado desde un software de aplicacioacuten
Fuente elaboracioacuten propia
Para cada uno de los iacutetems de la tabla anterior el protocolo permite hasta
65 536 registros de cada tipo Las operaciones de lectura y escritura estaacuten
disentildeadas para incluir el nuacutemero maacuteximo de datos del mismo tipo que indique la
transaccioacuten solicitada Las direcciones fiacutesicas no deben ser confundidas con los
registros ya que las direcciones pueden estar superpuestas unas con otras la
diferencia la hace el desfase definido por el protocolo
Tabla II Registros Modbus seguacuten su tipo
Bloque de memoria Rango Rango registro
Bobinas Coils 1-9999 1 1-9999
Entradas discretas (Discrete Inputs)
1-9999 10000 10001-19999
Registros de entrada (Input Register)
1-9999 30000 30001-39999
Registro de retencioacuten (Holding Register)
1-9999 40000 40001-49999
Fuente elaboracioacuten propia
56
Las distintas versiones para el protocolo que se pueden encontrar con
mayor frecuencia se listan a continuacioacuten
bull Modbus RTU
bull Modbus ASCII
bull Modbus TCPIP
3211 Modbus RTU
Es uno de los dos modos de transmisioacuten definidos en la especificacioacuten
original de Modbus en donde RTU (unidad terminal remota) estaacute disentildeado para
ser utilizado con dispositivos seriales que admiten las conexiones RS-232 y
RS-485
Una caracteriacutestica importante de Modbus RTU es su uso de codificacioacuten
binaria y la comprobacioacuten de errores CRC Esta implementacioacuten del protocolo
Modbus es utilizada con mayor frecuencia en aplicaciones industriales y en
instalaciones automatizadas
Esta versioacuten del protocolo Modbus utiliza uacutenicamente tres capas del
modelo OSI capa fiacutesica capa de enlace y capa de aplicacioacuten de las cuales se
presenta una breve descripcioacuten
57
Figura 35 Modelo OSI aplicado a Modbus RTU
Fuente EEYMUC Protocolo Modbus wwweeymucco31-protocolo-modbustC3ADtulo3
Consulta 25 de julio de 2019
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico por el que se encontraraacuten
interconectados los equipos maestroesclavo para este caso aplica las
conexiones RS-232 RS-485
bull Capa de enlace se definen los ID de los equipos los cuales deben ser
nuacutemeros enteros los perfiles maestroesclavo ademaacutes de la teacutecnica
empleada para detectar la integridad de la informacioacuten transmitida
bull Capa de aplicacioacuten
bull Corresponde a la estructura definida para el intercambio de informacioacuten
en donde se definen los campos y tamantildeos para la informacioacuten
transmitida utilizando la arquitectura de clienteservidor en donde el rol
de cliente lo desempentildea el maestro y el rol de servidor lo desempentildean los
esclavos
58
La estructura baacutesica de la trama de comunicacioacuten para el protocolo
Modbus RTU se muestra en la figura siguiente
Figura 36 Estructura de mensaje Modbus RTU
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3212 Modbus ASCII
Es la segunda versioacuten del protocolo Modbus original con el mismo tiene
caracteriacutesticas similares al Modbus RTU utiliza caracteres ASCII para el enviacuteo
de mensajes lo que permite una mejor interaccioacuten con los humanos (hace que
los mensajes sean maacutes legibles) pero a su vez lo hace un medio menos
eficiente de transmisioacuten
La interpretacioacuten de los errores es otra diferencia que existe entre ambas
versiones del protocolo en este caso se utiliza el meacutetodo LRC en contra parte
del CRC que utiliza el Modbus RTU Ademaacutes del encabezado y los caracteres
finales de cada mensaje baacutesicamente son las mayores diferencias observadas
en las tramas de los dos protocolos
La trama que se presenta a continuacioacuten corresponde a la versioacuten del
protocolo Modbus ASCII
59
Figura 37 Estructura de mensaje Modbus ASCII
Fuente Modicon Modbus Protocol Reference guide wwwmodbusorgdocsPI_MBUS_300pdf
Consulta 25 de julio de 2019
3213 Modbus TCPIP
Es una evolucioacuten de las comunicaciones seriales Modbus RTUASCII en
las que se utiliza el modelo de encapsular una trama Modbus en un segmento
TCP Proporciona ademaacutes un servicio orientado a conexioacuten confiable esto
significa que para cada pregunta se espera una respuesta
Se encuentran las mayores diferencias en la estructura de los mensajes
ya que se incorporan ajustes a las nuevas capas utilizadas del modelo OSI
pero en general la estructura de la trama de comunicacioacuten se mantiene
Para esta versioacuten del protocolo Modbus se ha mencionado que se utilizan
maacutes capas del modelo OSI de las cuales se explicaraacuten las caracteriacutesticas
especiales que se encuentran en la implementacioacuten de esta versioacuten del
protocolo
bull Capa fiacutesica el medio fiacutesico utilizado estaacute definido por la norma EIATIA
568 la cual indica baacutesicamente el coacutedigo de colores del cable por utilizar
tipo de conector (RJ45) el cual interconecta ocho sentildeales de las cuales
60
cuatro son utilizados especiacuteficamente para la transmisioacuten y recepcioacuten de
datos
bull Capa de enlace corresponde a la direccioacuten fiacutesica del equipo para este
caso en particular llamada direccioacuten MAC la que se compone de 6 bytes
cada equipo tiene una direccioacuten uacutenica e irrepetible
bull Capa de red define el camino que van a seguir los datos desde el origen
hasta su punto de destino a traveacutes de una o maacutes redes conectadas
mediante dispositivos de en enrutamiento En ella se encuentra todo lo
relacionado con las direcciones IP para la implementacioacuten del protocolo
todos los equipos por utilizar deben tener definida su direccioacuten IP
bull Capa de transporte se encarga de proporcionar comunicacioacuten y datos a la
capa de aplicacioacuten se pueden encontrar principalmente en dos tipos TCP
y UDP En el caso de TCP proporciona un camino individual fiable y
orientado a la conexioacuten es responsable de la deteccioacuten de paquetes
enviados y de su recuperacioacuten en caso de peacuterdida durante la transmisioacuten
Para UDP proporciona un camino individual o grupal no presenta
conexioacuten ademaacutes de ser poco fiable normalmente es utilizado cuando los
datos por ser transmitidos son pocos
La trama de comunicacioacuten para el protocolo Modbus TCPIP estaacute descrita
por la imagen que se muestra a continuacioacuten
61
Figura 38 Estructura Modbus TCPIP
Fuente Modbus messaging on TCPIP implementation guide V10b
wwwmodbusorgdocsModbus_Messaging_Implementation_Guide_V1_0bpdf Consulta 25 de
julio de 2019
322 Protocolo DNP3
El protocolo de red distribuida (DNP) fue desarrollado por Harris Controls
Division como un protocolo propietario a inicios de la deacutecada de los noventa
con la finalidad de obtener un protocolo libre y orientado a soluciones dentro de
la industria eleacutectrica Los protocolos de comunicacioacuten existentes eran
propietarios y no eran compatibles con productos de diferentes fabricantes lo
cual motivoacute el disentildeo de un protocolo de comunicaciones considerando las
principales caracteriacutesticas similares a los protocolos previamente existentes
DNP3 define un meacutetodo de interrogacioacuten de pregunta-respuesta para
comunicar informacioacuten binaria entre dos equipos un maestro y otro esclavo La
conexioacuten eleacutectrica entre dispositivos se conoce como un bus En DNP3 existen
dos tipos de dispositivos adjuntos al bus equipo maestro y equipo esclavo
Un equipo maestro enviacutea comandos a los esclavos por su parte el
dispositivo esclavo enviacutea las respuestas a los correspondientes comandos
62
procedentes del maestro Cada bus contiene uacutenicamente un maestro mientras
que puede contener tantos esclavos como permitan los estaacutendares eleacutectricos
El protocolo DNP3 es ampliamente utilizado en sistemas SCADA en
donde la estampa de tiempo (tiempo exacto de un evento) sincronizacioacuten y
capacidad de un equipo esclavo de enviar informacioacuten sin ser solicitada son
fundamentales al momento de analizar fallas y sincronizar la operacioacuten de todos
los dispositivos Este protocolo fue disentildeado especiacuteficamente para aplicaciones
SCADA del sector eleacutectrico realizando tareas de adquisicioacuten de informacioacuten y
enviacuteo de comandos de control entre equipo maestro y un equipo esclavo
Este protocolo se basa solo en 3 de las siete capas del modelo de
referencia OSI y son suficientes para que los equipos maestros se comuniquen
de forma correcta con los IED Dichas capas son aplicacioacuten pseudo transporte
y enlace de datos Se utiliza el criterio para definir el protocolo de comunicacioacuten
a utilizar de acuerdo con la estabilidad del sistema porque se necesita
garantizar que la informacioacuten enviada sea recibida de forma completa
DNP3 ha sido disentildeado para operar en condiciones como una subestacioacuten
eleacutectrica donde se manejan IED que deben comunicarse con un centro de
control
63
Figura 39 Capas del modelo OSI utilizadas por el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 77
bull Capa fiacutesica indica el medio fiacutesico sobre el cual el protocolo es transmitido
se definen las caracteriacutesticas fiacutesicas de la interfaz como las
caracteriacutesticas eleacutectricas pin-out de conexioacuten las conexiones tiacutepicas que
se pueden encontrar son RS-232 RS-485 Ethernet
bull Capa de enlace proporciona una transmisioacuten confiable de los datos a
traveacutes de la capa fiacutesica La capa fiacutesica se ocupa del paso de una sentildeal o
un bit de datos mientras que la capa de enlace ocupa para la transmisioacuten
de grupos de datos
bull Capa de pseudo-transporte en esta capa en especiacutefico para DNP3
permite la transmisioacuten de grandes paquetes de datos que de otra manera
no podriacutean ser manejados Normalmente se describen a los servicios de
64
red y de transporte en donde el servicio de red corresponde al control de
paquetes de datos en la red Por su parte el servicio de transporte se
encarga de proporcionar a la red la entrega transparente de datos
incluyendo el empaquetado y desempaquetado y la correccioacuten de errores
bull Capa de aplicacioacuten es el nivel donde los datos son generados para ser
enviados o en su defecto requeridos para posteriormente ser enviados Es
en esta capa en donde se interactuacutea con los niveles inferiores esto para
establecer la conectividad punto a punto de informacioacuten requerida durante
la comunicacioacuten
3221 Caracteriacutesticas del DNP3
El protocolo de comunicacioacuten ofrece una gran variedad de importantes
caracteriacutesticas inherentes al protocolo las que permiten ofrecer flexibilidad y
seguridad en la transmisioacuten de la informacioacuten entre las maacutes importantes se
pueden encontrar
bull Capacidad de estampado de tiempo de los mensajes para el registrador
de eventos (SOE)
bull Divide los mensajes en segmentos pequentildeos lo cual provee una alta
efectividad en el control de errores y una raacutepida secuencia de
comunicacioacuten
bull Permite topologiacutea punto a punto asiacute como tambieacuten maestro-esclavo
bull Permite utilizar la topologiacutea de muacuteltiples maestros
65
bull Permite utilizar direcciones de los equipos hasta 65 000
bull Proporciona el servicio de reportar por excepcioacuten sin interrogacioacuten del
maestro
bull Proporciona sincronizacioacuten de tiempo para los eventos
bull Permite utilizar objetos definidos para obtener la informacioacuten de los
equipos
3222 Estructura de mensaje de DNP3
Estaacute basado en el formato FT3 uno de los cuatro formatos definidos por la
norma IEC 870-5-1 El formato especifica el tamantildeo de cada uno de bloques
que componen el mensaje utilizado para la comunicacioacuten en DNP3 La trama
de comunicacioacuten del protocolo consta de un encabezado del mensaje el cual
contiene 10 bytes seguido de 16 bloques de datos siendo la longitud maacutexima
del mensaje 250 bytes El mensaje completo tiene un maacuteximo de 292 bytes en
caso de completarse este nuacutemero el uacuteltimo bloque de datos contendraacute
uacutenicamente 10 bytes
66
Figura 40 Estructura de mensajes en el protocolo DNP3
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 86
3223 Objetos de datos en el mensaje de DNP3
En el protocolo DNP3 los datos y control utilizados en la transmisioacuten de
informacioacuten se definen en la capa de aplicacioacuten Cada objeto de datos tiene una
estructura establecida por la documentacioacuten de DNP Users Group el cual
define las caracteriacutesticas correspondientes para poder ser utilizado por equipos
de diferentes fabricantes El conjunto de objeto de datos es llamado
normalmente libreriacutea de objetos
Hay 90 objetos de datos los cuales han sido descritos en DNP3 Basic
Four documentation Cada objeto estaacute definido por un nuacutemero de grupo y un
nuacutemero de variaciones hasta llegar a un maacuteximo de 8 Existe un nuacutemero de
tipos generales de objetos organizados en decenas Ademaacutes puede existir
maacutes de un uacutenico grupo para el mismo tipo de objeto de datos Para cada grupo
de datos existe un nuacutemero definido de variaciones
67
Una variacioacuten de un grupo de objetos puede tener una cantidad mayor o
menor informacioacuten que otras Se puede citar el ejemplo de un evento binario
con la variacioacuten de su estampado de tiempo el cual posee mayor informacioacuten
que el evento sin su estampa de tiempo Un dispositivo DNP3 puede ser
configurado para entregar estas caracteriacutesticas uacutenicamente seleccionando la
variacioacuten adecuada
Tabla III Grupo de objeto de datos
Rango de grupos Descripcioacuten de grupo de objeto
0-9 Entradas binarias
10-19 Salidas binarias
20-29 Contadores
30-39 Entradas analoacutegicas
40-49 Salidas analoacutegicas
50-59 Objetos de tiempo
60-69 Objetos de clases
70-79 Objetos de archivos
80-89 Objetos de dispositivos
90-99 Objetos de aplicacioacuten
100-maacutes Objetos numeacutericos alternativos
Fuente elaboracioacuten propia
3224 Variaciones de objetos de datos en el
mensaje de DNP3
Los grupos de objetos presentan caracteriacutesticas especiales en funcioacuten de
la aplicacioacuten en donde se va a utilizar con las variaciones se antildeaden otras
caracteriacutesticas que permiten discriminar la cantidad y forma de interpretar la
informacioacuten de los equipos que la proporcionaraacuten Se listaraacuten algunos grupos
de objetos con sus respectivas variaciones en donde se observaraacuten las
caracteriacutesticas de cada variacioacuten
68
bull Objeto entradas binaria este objeto hace referencia a las entradas
binarias en su caracteriacutestica de valores estaacuteticos permite lectura de estas
bajo el grupo 1 en el caso de los eventos son interpretados por el
grupo 2
Tabla IV Objeto de entradas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
1 1 Estaacutetico Entradas binarias
2 Estaacutetico Entradas binarias con estado
2
1 Evento Cambio de entrada binaria sin tiempo
2 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo
3 Evento Cambio de entrada binaria con tiempo relativo
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto salidas binaria permite enviar o modificar los estados de las
salidas binarias ya sean fiacutesicas o loacutegicas
Tabla V Objeto de salidas binarias y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
10 1 Estaacutetico Salidas binarias
2 Estaacutetico Salidas binarias con estado
12
1 Estaacutetico Control de salida de releacute bloqueado
2 Estaacutetico Modelo de control bloqueado
3 Estaacutetico Modelo enmascarado
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto entradas analoacutegicas proporciona el valor analoacutegico ya sea
hardware o software de las entradas analoacutegicas
69
Tabla VI Objeto de salidas analoacutegicas y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
30
1 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit
2 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit
3 Estaacutetico Entrada analoacutegica 32 bit sin bandera
4 Estaacutetico Entrada analoacutegica 16 bit sin bandera
5 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante corto
6 Estaacutetico Entrada analoacutegica punto flotante largo
31
1 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit
2 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit
3 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit con tiempo congelado
4 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit con tiempo congelado
5 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 32 bit sin bandera
6 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado 16 bit sin bandera
7 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante corto
8 Congelado estaacutetico Entrada analoacutegica congelado punto flotante largo
32
1 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit sin tiempo
2 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit sin tiempo
3 Evento Cambio evento analoacutegico 32 bit con tiempo
4 Evento Cambio evento analoacutegico 16 bit con tiempo
5 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto
6 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo
7 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante corto con tiempo
8 Evento Cambio evento analoacutegico punto flotante largo con tiempo
33
1 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit sin tiempo
2 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit sin tiempo
3 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 32 bit con tiempo
4 Evento congelado Evento analoacutegico congelado 16 bit con tiempo
5 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto
6 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo
7 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante corto con tiempo
8 Evento congelado Evento analoacutegico congelado punto flotante largo con tiempo
34
1 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 16 bit
2 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico 32 bit
3 Estaacutetico Reporte de banda muerta objeto analoacutegico punto flotante
Fuente elaboracioacuten propia
bull Objeto tiempo permite la sincronizacioacuten de tiempo desde el equipo
maestro hacia el equipo esclavo mediante el uso de este objeto se
70
escribe la fecha y hora de la estacioacuten maestra y se da la sincronizacioacuten de
tiempo a la estacioacuten esclava
Tabla VII Objeto tiempo y sus variaciones
Grupo Variacioacuten Tipo Descripcioacuten
50 1
NA
Fecha y hora
2 Fecha y hora con intervalo
51 1 Fecha y hora con tiempo de ocurrencia
2 Fecha y hora de sincronizado del tiempo de ocurrencia
52 1 Retardo de tiempo grueso
2 Retardo de tiempo fino
Fuente elaboracioacuten propia
323 Protocolo IEC 60870-5-101
El IEC6870-5 es un conjunto de normas desarrollados por la International
Electrotechnical Commission (IEC) la cual provee una norma abierta para la
transmisioacuten y control de informacioacuten hacia un sistema SCADA Estaacute enfocado
en aplicaciones del aacuterea eleacutectrica aunque no es su uacutenico propoacutesito ya que
tiene muacuteltiples objetos de datos que permiten pueda utilizarse en otras
aplicaciones de la industria
En 1995 se inicia con la primera de las normas del IEC60870-5 la cual
indicaba el perfil de la comunicacioacuten en un bajo ancho de banda ademaacutes de los
circuitos de comunicacioacuten serial Esta primera norma responde al nombre de
IEC60870-5-101 Posteriormente con el desarrollo de la tecnologiacutea hay nuevos
avances para la comunicacioacuten por red lo que da como resultado la utilizacioacuten
del protocolo TCPIP El IEC60870-5 al igual que el DNP3 estaacute basado en el
modelo EPA para la comunicacioacuten que a su vez es una versioacuten recortada del
modelo OSI utilizando uacutenicamente tres de las siete capas del modelo OSI
71
Figura 41 Modelo OSIModelo EPA
Capa Proceso de Usuario
7 Aplicacioacuten = Aplicacioacuten
6 Presentacioacuten
5 Sesioacuten
4 Transporte
3 Red
2 Datos = Datos
1 Fiacutesica = Fiacutesica
Modelo OSI 7 capas
Modelo EPA 3 capas con proceso
de usuario agregado
Fuente elaboracioacuten propia
La estructura del modelo EPA resulta ser el maacutes eficiente en sistemas que
operan continuamente sobre una red simple Se agrega una capa maacutes en este
modelo la cual representa la interaccioacuten de las distintas funciones que pueden
ser implementadas Es requerida para la interoperabilidad entre los equipos y el
sistema de comunicacioacuten
El protocolo IEC60870-5-101 responde a muacuteltiples topologiacuteas de red entre
las que se pueden mencionar punto-punto punto-multipunto ambas sobre la
capa fiacutesica serial utilizando un bajo ancho de banda
72
3231 Formatos de transmisioacuten
El formato utilizado para el protocolo IEC60870-5-101 estaacute definido por la
norma FT12 indica la forma y longitud de los paquetes por transmitir se
encontraraacuten ademaacutes las distintas caracteriacutesticas de las preguntas que pueden
ser implementadas
Figura 42 Representacioacuten de bits en formato FT12
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 188
Las caracteriacutesticas de cada pregunta dependen de la informacioacuten que se
requiere obtener del equipo esclavo se encontraraacuten que las longitudes de los
mensajes variacutean de uno a otro dentro de los que se pueden encontrar el tipo
longitud de variable que tiene un maacuteximo de 253 octetos de longitud
Para los datos de usuario el tipo longitud fija o definida que consta de 5 o
6 octetos por uacuteltimo el caraacutecter de control simple el cual es un mensaje mucho
maacutes pequentildeo en comparacioacuten de los dos anteriores
73
Figura 43 Longitud de tipos de preguntas en IEC60870-5-101
Fuente IEC 60870-5-101 (Unbalanced) Remote Communication Protocol for REC 523
p 6
3232 Funciones baacutesicas de aplicacioacuten
Para obtener la informacioacuten por parte de los esclavos el protocolo permite
al sistema SCADA realizar preguntas de distinto tipo lo cual permite garantizar
la certeza de la informacioacuten que se estaacute obteniendo asiacute como tambieacuten utilizar
de la manera maacutes eficiente el ancho de banda durante la transmisioacuten Entre los
elementos maacutes importantes se pueden mencionar
bull Recopilacioacuten de datos por poleo es utilizado para actualizar en la estacioacuten
primaria las variables del proceso en la estacioacuten secundaria La estacioacuten
primaria realiza las consultas secuencialmente hacia la estacioacuten
secundaria la cual a su vez responde uacutenicamente a esas consultas
realizadas
74
bull Recopilacioacuten de eventos los eventos se producen de manera poco usual
en el nivel de aplicacioacuten de la estacioacuten secundaria Estos son acumulados
ya que pueden aparecer maacutes raacutepido que lo que la estacioacuten primaria puede
interrogar
bull Interrogacioacuten general es utilizada para actualizar la estacioacuten primaria
luego de un proceso de inicializacioacuten o bien cuando la estacioacuten maestra
detecta peacuterdida de informacioacuten En este caso la estacioacuten primaria
interroga a la estacioacuten secundaria por todas las variables del proceso
bull Sincronizacioacuten de reloj el reloj de la estacioacuten secundaria tiene que estar
sincronizado con el reloj de la estacioacuten primaria para proveer el orden
cronoloacutegico de los eventos Los relojes son sincronizados por la estacioacuten
primaria al momento de una inicializacioacuten del sistema y ademaacutes
perioacutedicamente a traveacutes del comando de sincronizacioacuten de reloj
bull Trasmisioacuten de comandos esta funcioacuten es utilizada en sistemas de
telecontrol para provocar un cambio en alguacuten elemento operacional Los
comandos son inicializados por un operador o por una supervisioacuten
automaacutetica en la estacioacuten primaria
3233 Formato de variables
Las variables por ser utilizadas por el protocolo IEC60870-5-101 pueden
ser de distintos tipos A continuacioacuten se presentan algunos de los maacutes
importantes
75
Figura 44 Tipos de variables en IEC 60870-5-101
Fuente Practical Modern SCADA Protocols DNP3 608705 and Related Systems p 206
76
324 Arquitectura IEC 61 850
Esta arquitectura ofrece soluciones a los modernos sistemas de
automatizacioacuten de subestaciones en los sistemas eleacutectricos de potencia
Permite integrar en una sola red y protocolo los distintos niveles de la
subestacioacuten (patio controlador de bahiacutea HMI local y centro de control) y
permite la integracioacuten de forma estaacutendar de equipos de diferentes fabricantes
reduciendo la necesidad de utilizar convertidores de protocolo Cumple con los
requerimientos de flexibilidad que permiten implementar nuevas funciones
utilizando las comunicaciones como herramienta primordial
3241 Historia
En la deacutecada de 1990 existiacutean en Europa y Estados Unidos movimientos
similares en el desarrollo de nuevas tecnologiacuteas para la comunicacioacuten y
proteccioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia En Europa la IEC estableciacutea
una norma para la interfaz de los nuevos IEDs En Estados Unidos el Electric
Power Research Institute (EPRI) trabajaba en un proyecto denominado Utility
Communications Architecture o UCA para desarrollar una infraestructura comuacuten
de comunicaciones
La primera norma establecida bajo el concepto de UCA en 1999 fue la
norma IEC 60870-6 T ASE2 (ICCP) para la conexioacuten abierta entre centros de
control En 1995 la IEC aceptoacute la necesidad de crear una norma general para
las redes de comunicacioacuten y sistemas en las subestaciones para este efecto
creoacute varios grupos de trabajo conformado por expertos de distintos paiacuteses y
con experiencias tanto en los protocolos IEC 60870 como con UCA
77
Al mismo tiempo que la IEC trabajaba en este proyecto la EPRI
desarrollaba el proyecto UCA 20 para la definicioacuten de las comunicaciones
dentro de la subestacioacuten Con el fin de hacer accesible el proyecto UCA 20 a
un puacuteblico maacutes grande la EPRI decidioacute publicarlo como un reporte teacutecnico para
no competir en contra la IEC Se acordaron por parte de la IEC y la EPRI
generar en conjunto una norma de aceptacioacuten mundial la denominaron
IEC 61 850 (Communication Networks and Systems in Substations)
Figura 45 Desarrollo arquitectura IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
78
La norma se encuentra estructurada en 14 moacutedulos dividida en
10 capiacutetulos la cual fue denominada Communication Networks and Systems in
Substations
Los capiacutetulos de la norma IEC 61 850 son los siguientes
bull IEC 61 850-1 introduccioacuten y vista general
bull IEC 61 850-2 glosario
bull IEC 61 850-3 requerimientos generales
bull IEC 61 850-4 sistema y administracioacuten del proyecto
bull IEC 61 850-5 requerimientos de comunicacioacuten para las funciones y
modelado de equipos
bull IEC 61 850-6 lenguaje de descripcioacuten de la configuracioacuten para sistemas
de automatizacioacuten
bull IEC 61 850-7 estructura baacutesica de comunicacioacuten para la subestacioacuten y
alimentadores
bull IEC 61 850-8 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-MMS
bull IEC 61 850-9 servicios de comunicacioacuten especiacuteficos de mapeo
(SCSM)-SV
bull IEC 61 850-10 pruebas de conformidad
79
Figura 46 Arquitectura IEC 61 850
Fuente 670 Series 21 IEC IEC 61 850 Communications protocol manual
diciembre 2015 p 30
3242 Caracteriacutesticas baacutesicas
La arquitectura IEC 61 850 presenta una serie de importantes
caracteriacutesticas que lo hacen uacutenico e importante basado en Ethernet y presenta
una interconexioacuten de los equipos por medio de la red de comunicacioacuten crea
modelos de datos interconectados entre siacute mediante los servicios de
comunicacioacuten que luego son mapeados entre los equipos
Las caracteriacutesticas baacutesicas de la arquitectura IEC 61 850 se listan a
continuacioacuten
bull Norma internacional para el sistema de automatizacioacuten de subestaciones
bull Define una arquitectura para la subestacioacuten completa
bull La arquitectura estaacute basada en facilitar las extensiones futuras del
sistema proveyendo una alta rentabilidad a la inversioacuten durante la
implementacioacuten
80
bull Es una definicioacuten de objetos y comandos comunicados utilizando el
protocolo TCPIP
bull Tiene aplicacioacuten en aacutereas de agua y gas
bull Define condiciones ambientales y de los servicios auxiliares del sistema
bull Especifica la ingenieriacutea de proceso y las herramientas disponibles
bull Utiliza la red LAN para transmitir y reemplazar los cableados entre los IED
y los equipos de potencia
bull Define un estaacutendar para nombrar las variables seguacuten su categoriacutea (Logical
Node)
3243 Estructura de la informacioacuten
En la arquitectura de IEC 61 850 se plantea la forma en que se debe
presentar la informacioacuten asiacute como la interpretacioacuten que debe daacutersele Por ello
se plantea un modelo especiacutefico en la cual se plantean los modelos de
informacioacuten especiacutefica asiacute como del modelo de intercambio de informacioacuten
Ambos conceptos dentro de la norma estaacuten definidos por el modelo ACSI
(abstract communication service Interface)
El modelo mencionado consta de distintas capas y caracteriacutesticas desde
las cuales tiene acceso a la informacioacuten de un IED las cuales se describen a
continuacioacuten
bull Server (Servidor) representa el comportamiento externo visible de un
dispositivo
bull Logical device (LD Dispositivo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por un grupo de funciones especiacuteficas las cuales son definidas
como Logical nodes (LN)
81
bull Logical node (LN nodo loacutegico) contiene la informacioacuten producida y
utilizada por una funcioacuten especiacutefica de aplicacioacuten
bull Data (dato) provee la informacioacuten para interpretar la informacioacuten
contenida en los Logical node
Figura 47 Estructura de la informacioacuten en IEC 61 850
Fuente Kryon IEC 61850 httpwwwkryoningenieriacomiec-61850 Consulta 29 de agosto
de 2019
bull Estructura de nombre de objetos basado en la estructura de la
informacioacuten la norma de IEC 61 850 presenta una sintaxis definida para la
presentacioacuten de la informacioacuten la misma se describe a continuacioacuten
82
Figura 48 Estructura de nombre de objetos en IEC 61 850
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
bull Grupos de nodos loacutegico se encuentran agrupados en 13 grupos que a su
vez se subdividen en 91 nodos loacutegicos que estaacute definido en la norma IEC
61 850-7-4 en donde la primera letra del nodo loacutegico identifica al grupo al
que pertenece como se indica
83
Figura 49 Grupo de nodos loacutegicos en IEC 61 850
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
Cada grupo de nodos loacutegicos presenta una cantidad de nodos en este
caso se presenta el grupo P (Proteccioacuten) el cual estaacute conformado por 28 nodos
loacutegicos que a su vez presenta informacioacuten especiacutefica para cada uno de estos
84
Figura 50 Grupo de nodos loacutegico ldquoPrdquo proteccioacuten
Fuente Welotec IEC 61850 httpscelikelemrewordpresscom20160819iec-61850-for-
protection Consulta 29 de agosto de 2019
3244 Modelo de comunicacioacuten
Consiste en proveer la informacioacuten de coacutemo interactuacutean distintos
dispositivos el modelo comprende dos tipos distintos de comunicacioacuten
85
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten de dos partes (Two party application association
TPAA) es una conexioacuten orientada bi-direccional de intercambio de
informacioacuten que proporciona un flujo de informacioacuten seguro de punto a
punto
bull Asociacioacuten de aplicacioacuten multicast (Multicast application association)
corresponde a una interconexioacuten unidireccional entre una fuente (equipo
publicador) y uno o varios equipos de destino (equipos suscriptores)
teniendo en cuenta que los equipos suscriptores tienen la capacidad de
identificar la peacuterdida o duplicacioacuten de la informacioacuten recibida
Figura 51 Modelo de comunicacioacuten IEC 61 850
Fuente IEC 61 8750-7-2 Communication networks and systems in substations p 31-35
Al aplicar el modelo de comunicacioacuten planteado en la norma se
encuentran tres distintos protocolos de comunicacioacuten bajo los cuales se
desarrolla la interaccioacuten de los IED con los equipos del nivel de proceso y a su
vez con el sistema SCADA que se encuentra aguas arriba de todos los
mencionados
86
Cada uno de los protocolos contiene caracteriacutesticas especiales en funcioacuten
de la aplicacioacuten que se desarrolla con ellos Los mismos son los siguientes
bull GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event)
Este tipo de mensajes son utilizados para la raacutepida transmisioacuten de los
eventos en la subestacioacuten los cuales pueden ser comandos alarmas
indicaciones y mensajes los cuales son enviados por un IED y pueden ser
recibidos por muchos equipos al mismo tiempo
El equipo que enviacutea los mensajes es llamado publicador y cada uno de los
equipos que los recibe es llamado suscriptor Se maneja especialmente en el
nivel de bahiacutea o unidad ya que son comunicaciones en el mismo nivel y todos
los equipos pueden ser publicadores y suscriptores al mismo tiempo dentro de
la red de comunicacioacuten
La trasmisioacuten de los mensajes se realiza perioacutedicamente en un tiempo
establecido pero al momento de existir un cambio en uno de los datos
automaacuteticamente se da una avalancha de informacioacuten con tiempos muy
pequentildeos entre cada uno informando a todos los suscriptores del cambio de
estado de ese dato
87
Figura 52 Tiempo criacutetico mensajes GOOSE
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 68
La interpretacioacuten de cada uno de los tiempos se describe a continuacioacuten
o T0 transmisioacuten en condiciones estables (sin eventos por un largo
periacuteodo de tiempo)
o (T0) transmisioacuten en condiciones estables el cual puede ser
recortado por un evento
o T1 tiempo corto de transmisioacuten despueacutes de un evento
o T2 T3 tiempo de transmisioacuten hasta alcanzar las condiciones de
transmisioacuten estable
bull MMS (Manufacturing Message Specification)
Es un protocolo de la capa de aplicacioacuten que especifica los servicios para
intercambio de datos en tiempo real e informacioacuten de control y supervisioacuten de
dispositivos de red y aplicaciones de maacutequina Estaacute disentildeado para proporcionar
un sistema geneacuterico de mensajes entre dispositivos industriales de distintos
88
fabricantes El protocolo MMS fue definido como una norma internacional ISO
9506 es actualmente desarrollada y mantenida por el ISO Technical Committee
184 (TC184)
El protocolo especifica uacutenicamente aspectos visibles de la red de
comunicacioacuten es decir no se muestra el funcionamiento interno del IED
solamente la comunicacioacuten entre el cliente y el servidor permitiendo a los
fabricantes una amplia flexibilidad en sus implementaciones
El protocolo estaacute basado en el modelo OSI de comunicacioacuten pero en su
versioacuten original presentaba inconvenientes que no lo haciacutean lo suficientemente
atractivo a los fabricantes Por lo tanto en 1999 Boeing creoacute una nueva versioacuten
de MMS utilizando las primeras cuatro capas del modelo original utilizando
para esta nueva versioacuten la ldquoOSI Transport over TCPrdquo en la capa de transporte
Las tres capas maacutes altas siguen siendo las mismas del modelo OSI original
Una caracteriacutestica importante del protocolo MMS es que en su mayoriacutea los
mensajes son confirmados en ambos extremos por los equipos basado en una
arquitectura de cliente-servidor tomando en determinado momento un cliente
que solicita un servicio de un servidor remoto distante
89
Figura 53 Modelo protocolo MMS
Fuente Xelasenergy Productos httpwwwxelasenergycomproducts
en_mmsphplightbox[der]1 Consulta 29 de agosto de 2019
bull Sampled Values
Se establece el servicio de mapeo especiacutefico de comunicacioacuten entre los
equipos de la bahiacutea y el nivel de proceso Corresponde a la comunicacioacuten entre
las merging unit de los elementos de corriente (ECT) y de voltaje (EVT) y los
releacutes de proteccioacuten
Se utiliza un modelo de publicador-suscriptor en donde se transmiten
valores analoacutegicos instantaacuteneos los cuales son digitalizados y enviados a traveacutes
de la red de comunicacioacuten Ethernet Estaacuten disponibles para que cualquier
equipo dentro de la red pueda suscribirse a ellos
Los sampled values estaacuten definidos en la IEC 61 850-9 en donde
originalmente se tomaba un estampado de tiempo auacuten con SNTP que ofreciacutea
90
una precisioacuten de entre 50-150 ms A partir de la segunda revisioacuten de la norma
se ha contemplado un nuevo meacutetodo de sincronizacioacuten de tiempo el cual es
llamado PTP o IEEE 1588 y ha mejorado sustancialmente la precisioacuten ya que
estaacute entre 1 ns-100 micros que dependen del hardware y software utilizados
Figura 54 Estructura general de Sampled Values
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 7
91
325 Tipos de mensajes-prioridad
Con el objetivo de optimizar las funciones del protocolo se ha dado
prioridad a cierto tipo de mensaje Esto permite enviar con mayor rapidez los
mensajes que asiacute lo requieran basado en la norma IEC 61 850-8-1
bull Tipo 1 (Type 1) mensajes raacutepidos
bull Tipo 1A (Type 1A) disparos
bull Tipo 2 (Type 2) mensaje de velocidad media
bull Tipo 3 (Type 3) mensaje de velocidad baja
bull Tipo 4 (Type 4) mensaje de dato crudo
bull Tipo 5 (Type 5) funcioacuten transferencia de archivos
bull Tipo 6 (Type 6) mensaje de sincronizacioacuten de tiempo
Figura 55 Tipo de mensaje prioridad
Fuente IEC 61 8750-8-1 Communication networks and systems in substations p 19
92
326 Configuracioacuten del formato SCL
Los archivos SCL son utilizados para intercambiar datos de configuracioacuten
entre diferentes herramientas de distintos fabricantes Se pueden encontrar al
menos cuatro diferentes extensiones para los archivos SCL esto quiere decir
que los archivos presentan un comportamiento distinto al momento de
interactuar con las herramientas por utilizar
Cada uno de los archivos SCL contiene distintas caracteriacutesticas las
mismas seraacuten descritas a continuacioacuten
bull Archivo SSD (System Specification Description) este archivo presenta el
diagrama unifilar de la subestacioacuten asiacute como la funcioacuten de automatizacioacuten
de la subestacioacuten utilizando los nodos loacutegicos asociados
bull Archivo SCD (Substation Configuration Description) muestra la
configuracioacuten completa de la subestacioacuten diagrama unifilar red de
comunicacioacuten configuracioacuten de los IED y la informacioacuten vinculante entre
los dispositivos
bull Archivo ICD (IED Capability Description) describe las capacidades de un
IED deberaacute contener la informacioacuten de un IED especiacutefico el que puede
ser nombrado tambieacuten como un Template de ese equipo
bull Archivo CID (Configured IED Description) describe las caracteriacutesticas de
un IED con todos los paraacutemetros configurados en eacutel Este archivo es
tomado del archivo SCD donde en la herramienta adecuada es
modificado antes de ser enviado al IED
93
33 Comparacioacuten entre protocolos
Se presentan las principales caracteriacutesticas de los protocolos de telemetriacutea
utilizados en las subestaciones eleacutectricas dependeraacute de la persona encargada
cuaacutel de ellos se adapte mejor a las necesidades que tenga en el proyecto en
especiacutefico que esteacute elaborando acaacute se listan las principales que ayudaraacuten a
tomar una decisioacuten maacutes raacutepida
Tabla VIII Comparacioacuten entre protocolos de comunicacioacuten
Caracteriacutestica IEC 60870-101 DNP 3 Modbus IEC 61 850
Entidad de Normalizacioacuten
IEC DNP Useracutes Group Modicon Inc IEC
Capa Fiacutesica Serial
RS-232RS-485
Serial RS-232RS-485
TCP-IP
Serial RS-232RS-485
TCP-IP TCP-IP
Capa de Aplicacioacuten
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Puede controlar un punto por un uacutenico mensaje -Sin confirmacioacuten de eventos -Un uacutenico tipo de dato por mensaje
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Muacuteltiples tipos de datos por mensaje - Poleo por nivel de prioridad
-Secuencia de eventos sin tiempo
-Estampado de tiempo -Sincronizacioacuten de tiempo -Seleccioacuten antes de operar -Respuestas no solicitadas -Datos por grupos o clases -Poleo de reportes por excepcioacuten -Confirmacioacuten de eventos -Informacioacuten de datos de bus de campo -Utilizacioacuten de VLAN distintas para los mensajes a transmitir
Direccioacuten de dispositivos
Desde 0 hasta 1 o 2 bytes
Desde 0 a 16 bytes Desde 1 a 247
Nombre en funcioacuten de la subestacioacuten a la que pertenece y el
nivel de tensioacuten
Segmento de Mercado
Europa (Sur Ameacuterica
Australia y China)
Norte Ameacuterica (Australia y China)
Nivel mundial Nivel mundial
Fuente elaboracioacuten propia
94
95
4 APLICACIOacuteN DE IEC 61 850
La arquitectura IEC 61 850 comprende una variedad de posibles funciones
que se pueden implementar para la misma se utiliza software propietario de la
marca de IED que se vay a utilizar aunque es importante mencionar que se
pueden incorporar dispositivos de otros fabricantes para realizar las
integraciones entre los dispositivos
Para esta aplicacioacuten en especiacutefico en los mensajes GOOSE se utilizaraacuten
equipos de proteccioacuten y control marca ABB y en el caso de MMS se utilizaraacute el
software SCADA Survalent
41 Recursos
Para la aplicacioacuten de la norma es importante conocer e identificar los
recursos necesarios para la implementacioacuten si no se toma en cuenta esta
situacioacuten se encontraraacute que es necesario realizar cambios sobre la marcha lo
que en muchas ocasiones resulta que no se cuenta con alguno de los equipos o
en su defecto no son compatibles entre versiones de la norma A continuacioacuten
se presentan los recursos miacutenimos necesarios para la implementacioacuten
411 Disentildeo aprobado
El primer paso para realizar una implementacioacuten adecuada de cualquier
subestacioacuten es tener el disentildeo de la subestacioacuten eleacutectrica esto depende de la
funcioacuten que deberaacute realizar dentro del sistema eleacutectrico de potencia involucra
varios factores dentro de los que se pueden mencionar nivel de tensioacuten
96
arquitectura de la subestacioacuten cantidad de campos o bahiacuteas con las que
contaraacute la subestacioacuten Ademaacutes de la tecnologiacutea por utilizar esto tiene gran
importancia en el caso que analizaremos a continuacioacuten ya que puede ser una
subestacioacuten convencional o en su defecto basado en la norma IEC 61 850
Es importante mencionar que cualquier subestacioacuten nueva que se vaya a
implementar debe contar con los permisos respectivos de las autoridades del
sector eleacutectrico del paiacutes o regioacuten a la que pertenezca
412 Obra civil
Este punto es criacutetico sobre todo que debe ir de la mano del tipo de
tecnologiacutea de la subestacioacuten ya que al implementar la subestacioacuten en funcioacuten
de la norma IEC 61 850 los canales o fosas seguacuten se le llame deberaacuten ser de
menor tamantildeo en comparacioacuten de una subestacioacuten convencional La cantidad
de cableado de cobre es significativamente menor el mismo seraacute reemplazado
por cableado de fibra oacuteptica en dos canales independientes El montaje de los
equipos de potencia no tiene grandes variaciones entre los de las
subestaciones convencionales y las digitales
413 Equipos de proteccioacuten control y comunicacioacuten
Los equipos que se utilicen para las loacutegicas de proteccioacuten y control deben
ser compatibles en la versioacuten de la norma bajo la cual han sido fabricados en
muchos casos es posible cambiar la versioacuten lo cual se logra con una
actualizacioacuten del firmware del equipo por utilizar siempre se debe tomar en
cuenta esta situacioacuten ya que normalmente estos cambios son hechos
uacutenicamente por los fabricantes de los equipos
97
En el caso de los equipos de comunicacioacuten hablando especiacuteficamente de
los switches de comunicacioacuten deben de estar provistos de caracteriacutesticas
especiales para soportar lo que menciona la norma lo cual es que puedan
adaptarse a utilizar un protocolo especial de redes de comunicacioacuten como lo es
el PRP ademaacutes de poseer capacidades de configuracioacuten de VLAN para los
mensajes prioritarios y no antildeadir retrasos a los mensajes
414 Software de configuracioacuten y monitoreo
Durante el proceso de implementacioacuten y puesta en servicio de cualquier
subestacioacuten eleacutectrica es necesario contar con el software de configuracioacuten de
los equipos que se van a utilizar Normalmente los equipos de proteccioacuten
utilizan un software para su configuracioacuten de los paraacutemetros de control
proteccioacuten y comunicacioacuten baacutesica y un segundo software de configuracioacuten de
comunicacioacuten a un nivel maacutes alto en este caso si se utilizaraacute la norma
IEC 61 850
Otros equipos no necesitan un software para su configuracioacuten en este
caso utilizan una interfaz web y es desde acaacute donde se realiza la configuracioacuten
de los equipos normalmente los equipos que utilizan la interfaz web son los
switches de comunicacioacuten
Para la integracioacuten de los equipos de la subestacioacuten hacia un sistema
SCADA local o en su defecto a un nivel de control superior es necesario contar
con el licenciamiento de cada software estos casi en su totalidad deben ser
solicitados al fabricante con las caracteriacutesticas que sean necesarias muy
difiacutecilmente pueden ser cambiadas una vez ya se tenga en sitio como un una
caracteriacutestica de estos licenciamientos es que es a base de puntos los cuales
98
son utilizados independientemente si son digitales o analoacutegicos sin dejar de
lado los protocolos que seraacuten requeridos
415 Gabinetes de control y alimentacioacuten
Es importante contar con los gabinetes que contienen los releacutes de
proteccioacuten y control asiacute como los equipos de comunicacioacuten todos estos deben
contener sus elementos de proteccioacuten contra cortocircuito y sobrecarga los
mismos deben ser dimensionados de acuerdo con el consumo que cada uno de
estos demande
La alimentacioacuten de todos los tableros de proteccioacuten y los equipos de patio
en su totalidad tienen alimentacioacuten de 125 VDC lo que permite mantener el
control y operacioacuten de la subestacioacuten por un periacuteodo de tiempo sin importar si la
subestacioacuten se encuentra energizada o no Por ello es importante dimensionar
el banco de bateriacuteas perteneciente a la subestacioacuten con la capacidad adecuada
para soportar la carga de la subestacioacuten completa como miacutenimo de 2 a 4 horas
aunque esto tambieacuten puede depender de los requerimientos por parte de quieacuten
autoriza la construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten en el sistema de
potencia
416 Equipos de potencia
Corresponde a todos los elementos por utilizar en el patio de la
subestacioacuten todos estos equipos tienen una funcioacuten especiacutefica la que tiene
relacioacuten entre todos los elementos por el nivel de tensioacuten en que la subestacioacuten
va a operar
99
En la actualidad existen equipos como los interruptores y los TC y TP ya
con caracteriacutesticas para ser utilizados con la arquitectura de IEC 61 850 lo que
permite tener una miacutenima cantidad de cableado en la subestacioacuten
42 Loacutegica de control
La norma ha definido para las loacutegicas de control nodos loacutegicos especiacuteficos
cuyas funciones han sido ya establecidas las cuales contienen todos los
paraacutemetros necesarios para la implementacioacuten de estas loacutegicas
Los elementos que pueden ser controlados dentro de la subestacioacuten estaacuten
los interruptores y los seccionadores asiacute como tambieacuten los cambiadores de tap
bajo carga de los transformadores de potencia Los bloques de control
corresponden a los logical nodes indicados anteriormente los mismos se
utilizaraacuten para indicar la forma en que se utilizan en un conjunto de funciones
dentro de un proyecto siguiendo los lineamientos que se plantean en la norma
IEC 61 850
En una loacutegica de control de interruptor como es el caso que se analizaraacute
se compone de 3 elementos o logical nodes especiacuteficos los cuales se
describen a continuacioacuten
421 CILO (Interlocking)
Evaluacutea si se cumplen las condiciones para la operacioacuten de alguacuten elemento
de desconexioacuten es necesario un elemento de este tipo por cada elemento de
desconexioacuten por controlar
100
Figura 56 Nodo loacutegico interlocking nombre CILO
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 43
Se muestra a continuacioacuten el bloque utilizado para la funcioacuten de
interlocking dentro la parte de configuracioacuten del releacute Relion RED650 de marca
ABB
Figura 57 Aplicacioacuten de nodo loacutegico interlocking
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
101
422 SCSWI (switch controller)
Este elemento es utilizado para controlar las condiciones de los elementos
de desconexioacuten esto arriba del nivel de proceso
Figura 58 Nodo loacutegico switch controller nombre SCWI
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 44
Las condiciones mostradas anteriormente por la norma IEC 61 850-7-4 se
utilizan algunas de las entradas del bloque correspondientes a controles que
pueden ser ejecutados desde botones o manijas instaladas en el tablero de
control de bahiacutea esto aplica uacutenicamente cuando se tiene la posibilidad de
enviar los controles desde el equipo de controlproteccioacuten y tambieacuten desde los
botones o manijas mencionadas anteriormente
102
Figura 59 Aplicacioacuten de nodo loacutegico switch controller
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
423 XCBR (circuit breaker)
Es utilizado para modelar un elemento de desconexioacuten con capacidad de
interrumpir un cortocircuito baacutesicamente es la virtualizacioacuten del elemento de
patio La norma muestra las entradas miacutenimas que debe contener este bloque
de interruptor
Con este bloque de control podemos encontrar distintas caracteriacutesticas
las mismas que podemos encontrar fiacutesicamente en el equipo de patio por
mencionar algunas de ellas el selector de localremoto y el contador de
operaciones del elemento utilizado
103
Figura 60 Nodo loacutegico circuit breaker nombre XCBR
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 59
En la aplicacioacuten de este bloque podemos encontrar que desde acaacute es
donde se enviacutean los controles a las salidas digitales fiacutesicas o en su defecto
mensajes GOOSE para la operacioacuten del elemento por controlar en este caso
un interruptor
Otra caracteriacutestica importante del bloque es la indicacioacuten de posicioacuten del
elemento en el cual podemos verificar la bandera con la que entrega la
informacioacuten al sistema SCADA que controlaraacute remotamente el elemento si
fuese el caso indicaraacute que el dato estaacute siendo simulado o en modo sustituido
104
Figura 61 Aplicacioacuten de nodo loacutegico circuit breaker
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
43 Loacutegica de proteccioacuten
Las loacutegicas de proteccioacuten son implementadas bajo los nodos loacutegicos
agrupados en el grupo P dicho grupo contiene 28 nodos loacutegicos distintos en
esta aplicacioacuten se analizaraacute una funcioacuten de proteccioacuten uacutenicamente
431 PDIF (differential protection)
La funcioacuten diferencial de transformador indica las conexiones baacutesicas que
la norma debe contener para su implementacioacuten las cuales deben ser
ejecutadas y posteriormente utilizadas en el sistema SCADA para mostrar la
mayor cantidad de informacioacuten para el usuario
105
Figura 62 Nodo loacutegico proteccioacuten diferencial nombre PDIF
Fuente IEC 61 8750-7-4 Communication networks and systems in substations p 21
En la aplicacioacuten del nodo loacutegico de proteccioacuten diferencial de
transformador se pueden observar los dos juegos de corrientes que utilizaraacute el
bloque para hacer el caacutelculo de la funcioacuten ademaacutes de informacioacuten adicional que
entregaraacute como lo son los valores instantaacuteneos de las corrientes diferenciales
por cada fase y cuando se active alguna funcioacuten de bloqueo para este caso en
especiacutefico el bloqueo por 2do y 5to armoacutenico
106
Figura 63 Aplicacioacuten de nodo loacutegico PDIF
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
107
Tabla IX Descripcioacuten entradassalidas bloque proteccioacuten diferencial
Entradas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
I3PW1CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 1 del transformador
I3PW2CT1 Grupo de sentildeal Grupo de 3 corrientes lado 2 del transformador
GPR_OFF Variable sustituye al
grupo de sentildeal Sin conexioacuten fiacutesica del bloque debe ser conectado para la correcta
operacioacuten del bloque de proteccioacuten
Salidas del bloque
Nombre Tipo Descripcioacuten
TRIP Booleana o Digital Disparo general
TRIPRES Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten
TRIPUNRE Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial sin restriccioacuten
TRNSUNR Booleana o Digital Disparo proteccioacuten diferencial con restriccioacuten de secuencia negativa
START Booleana o Digital Arranque de funcioacuten diferencial
BLK2H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de segundo armoacutenico por cualquier fase
BLK5H Booleana o Digital Bloqueo de funcioacuten de quinto armoacutenico por cualquier fase
OPENCT Booleana o Digital Un TC abierto fue detectado
IDL1 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 1
IDL2 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 2
IDL3 Real Valor instantaacuteneo de corriente diferencial fase 3
IDL1MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 1 a frecuencia fundamental
IDL2MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IDL3MAG Real Magnitud de corriente diferencial fase 2 a frecuencia fundamental
IBIAS Real Magnitud de corriente bias
IDNSMAG Real Magnitud de corriente diferencial de secuencia negativa
Fuente elaboracioacuten propia
44 Utilizacioacuten de Mensajes GOOSE
Los mensajes GOOSE son ampliamente utilizados en el nivel de estacioacuten
dentro de una subestacioacuten eleacutectrica esto con diferentes aplicaciones tanto en
funciones de control como de proteccioacuten en el desarrollo de este texto se
presenta la forma de configuracioacuten de dichos mensajes entre dos equipos del
mismo fabricante es importante recalcar que la configuracioacuten de este tipo de
mensajes variacutea de fabricante a fabricante
La norma de IEC 61 850-8 indica que el mensaje GOOSE que se desea
transmitir desde un publicador en la red debe estar dentro de un dataset el cual
contendraacute los mensajes que seraacuten transmitidos
108
En la aplicacioacuten actual se debe indicar los equipos que se suscribiraacuten a
los mensajes que sean publicados por nuestro IED
Figura 64 Aplicacioacuten publicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El equipo publicador consta de un dataset en el cual se tienen distintas
variables las cuales son enviadas a traveacutes de la red en este caso uacutenicamente
2 equipos se suscriben a uno o maacutes mensajes del equipo publicador Se
observa que existen maacutes equipos dentro de la red pero la informacioacuten es
importante solo para los dos equipos mencionados anteriormente
En determinado momento el equipo que en este momento es un
publicador puede al mismo tiempo ser un equipo suscriptor de los mismos
equipos de los cuales eacutel es publicador o de cualquier otro equipo dentro de la
red
Equipos suscriptores Equipo publicador
109
Figura 65 Aplicacioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
En el equipo suscriptor se debe crear una variable la cual responderaacuten a
la informacioacuten que se tome de variables GOOSE a las que esteacute suscrita en
este caso en especiacutefico se muestran antes de la variable de salida una
compuerta loacutegica que evaluacutea es estado de la variable asiacute como tambieacuten que la
calidad de la variable que llega por la red de comunicacioacuten es la correcta Esto
uacuteltimo es una funcionalidad adicional que le ha integrado el fabricante de
equipos el fabricante ABB
Para vincular la variable y que se pueda utilizar dentro de cualquier parte
de la aplicacioacuten que se desee realizar con ella se requiere un paso maacutes el cual
consiste en utilizar una matriz de variables la cual facilita la interpretacioacuten de la
variable que estaacute siendo suscrita ya que se observa el equipo publicador y las
variables que contiene el dataset que este publica en la red de comunicacioacuten
110
Figura 66 Aplicacioacuten recepcioacuten de mensaje GOOSE
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso de la figura mostrada en el lado izquierdo de la misma se
observa las variables creadas en el equipo suscriptor se observa que la
variable que se toma seraacute la que en la matriz estaacute seleccionada y en la parte
superior de la imagen se observa el equipo publicador de las sentildeales
Asiacute como en este caso se enviacutea una variable de falla de interruptor (50BF)
utilizada para funciones de proteccioacuten se puede tambieacuten enviar variables que
seraacuten utilizadas para funciones de control como por ejemplo el estado de un
elemento de campo (interruptor seccionador) o en su defecto alguna variable
que se obtiene como resultado de la evaluacioacuten de alguna loacutegica interna del
equipo publicador
111
Los mensajes GOOSE al ser enviados a traveacutes de la red de
comunicacioacuten requieren que esta sea lo suficientemente robusta para que los
mensajes sean enviados en cualquier situacioacuten Por ello se plantean
arquitecturas de red que permiten tener redundancia de viacuteas en la entrega-
recepcioacuten de la informacioacuten una de las arquitecturas maacutes utilizadas es la PRP
(parallel redundancy protocol)
Figura 67 Topologiacutea de red PRP
Fuente Alstom Grid DS Agile Leading the way to Digital Substations httpswwwnovatechweb
comsubstation-automationorion-overviewgclid=CjwKCAiA7939BRBMEiwA-hX5J_oKme_
fP_H7JZLCn4VZTdmGXckQ_G6H05J2Vm7nLTZlLBZbbuBPVhoCgokQAvD_BwE Consulta 29
de agosto de 2019
45 Utilizacioacuten del protocolo MMS
El protocolo MMS al ser utilizado dentro de la subestacioacuten comprende una
serie de elementos importantes los que sirven al operador para interpretar de
manera maacutes sencilla la informacioacuten proveniente de los IED Este protocolo es
112
utilizado para interrogar a los equipos de proteccioacuten y control dentro de la
subestacioacuten es uno de los protocolos que utilizan los sistemas SCADA para
obtener la informacioacuten
El sistema SCADA obtiene la informacioacuten de los equipos utilizados en la
subestacioacuten a traveacutes del archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute
ejecutando En este archivo se encuentran todos los IED que correspondan a la
aplicacioacuten que se trabaje a su vez toda la informacioacuten que se encuentra
disponible en cada uno de los equipos
Es necesario contar con una herramienta que sea capaz de interpretar
este archivo para este efecto utilizaremos el software de SCADA marca
Survalent el cual tiene las herramientas necesarias para este efecto y dentro de
sus beneficios podemos mencionar que permite la integracioacuten de equipos de
comunicacioacuten en una amplia variedad de protocolos entre ellos IEC 61 850 en
su definicioacuten de MMS
Para utilizar sistema SCADA e interpretar la informacioacuten proveniente de
los IED es necesario generar el archivo SCD correspondiente este archivo se
obtiene desde el software en donde se tenga la aplicacioacuten de la subestacioacuten a
ser integrada para demostrar esto se utilizaraacute el software PCM600 de los IED
de proteccioacuten marca ABB
113
Figura 68 Obtener archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
El archivo SCD correspondiente al proyecto que se esteacute implementando
el mismo contiene la informacioacuten de todos los IED del proyecto cada equipo
contiene en este archivo todas las configuraciones de las loacutegicas de control y de
proteccioacuten que se hayan implementado
El archivo SCD es un archivo uacutenico que se debe generar en cada ocasioacuten
si han sido configuradas nuevas funciones en el proyecto esto con el objetivo
que dichas funciones sean adheridas al archivo SCD
Cada fabricante posee un software propietario para generar dicho archivo
el mismo podraacute contener equipos de la misma marca o de distintos fabricantes
eso siacute debe ser del mismo proyecto de la subestacioacuten que se estaacute
implementando
114
Al generar el archivo SCD se obtiene un archivo con la extensioacuten scd que
se utilizaraacute en la integracioacuten de los IED al sistema SCADA
Figura 69 Ejemplo archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para el caso del software PCM600 de ABB existe la posibilidad de utilizar
las ediciones 1 y 2 de la norma IEC 61 850 existen algunas variaciones dentro
de los IED que tambieacuten depende la versioacuten de firmware que estos tengan asiacute
que es de suma importancia exportar el archivo en la versioacuten correspondiente
Figura 70 Archivo SCD seguacuten edicioacuten de la norma
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
115
Dentro del proceso de integracioacuten de los equipos al sistema SCADA este
uacuteltimo debe tener la capacidad de poder interpretar el archivo SCD y desde alliacute
obtener la informacioacuten del IED en especiacutefico que se desee integrar para el caso
del software Survalent muestra una ventana en donde se selecciona el equipo
en especiacutefico que se va a trabajar
Figura 71 Elegir equipo por integrar desde archivo SCD
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Una vez seleccionado el equipo que se desea integrar el SCADA dentro
de las herramientas que presenta para dicha integracioacuten nos muestra una tabla
conteniendo todas las variables disponibles en el equipo Desde este punto se
pueden eliminar las variables que no queremos que aparezcan en el sistema
SCADA normalmente no todas las variables son integradas al sistema ya que
en muchas ocasiones se tiene limitantes en la cantidad de puntos que se
pueden utilizar en un sistema SCADA
116
Esta no es la uacutenica forma de quitar puntos ya que maacutes adelante una vez
integrados los puntos necesarios se pueden eliminar los mismos aunque si
existe una limitante ya que si eliminamos una variable que siacute se utilizaraacute se
debe repetir el proceso completo
Tabla X Variables de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Excel
Las variables acaacute indicadas corresponden tanto a las loacutegicas de control
asiacute como tambieacuten a las funciones de proteccioacuten que se tengan configuradas en
los IED es importante mencionar que debe ser incluido un archivo por cada
equipo que se desee integrar al sistema SCADA
La integracioacuten de los equipos en el sistema SCADA de Survalent previo a
ser utilizadas las variables se crea una base de datos propietaria del sistema
dicha base de datos corresponde a todas las variables por las que el sistema
SCADA va a interrogar a los IED La base de datos inicialmente se muestra
117
como una tabla de variables la cual contiene el nombre de la variable su
descripcioacuten (esto es modificable) y la direccioacuten que con la que
monitoreacontrola
Estaacute dividida en variables digitales y variables analoacutegicas con el objetivo
de ofrecer mayor facilidad de interpretar la informacioacuten proveniente de los IED
Tabla XI Variables analoacutegicas de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
118
Tabla XII Variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software STC Explorer SCADA Survalent
El software SCADA Survalent ofrece una plataforma alternativa para
verificar las variables que sean obtenidas de los IED previo a ser mostradas en
las pantallas de visualizacioacuten final para el cliente esto ayuda al momento de
realizar la integracioacuten de los equipos al sistema SCADA
Existe una tabla para cada tipo de variables digitales o analoacutegicas esto
permite una verificar de forma raacutepida y sencilla el estado de las variables la
direccioacuten de la variable asiacute como su descripcioacuten
119
Tabla XIII Monitoreo de variables digitales de IED
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Commissioning Display SCADA Survalent
El SCADA Survalent cuenta con una plataforma independiente de
visualizacioacuten de la informacioacuten la que se puede configurar con distintas
caracteriacutesticas de acuerdo con las necesidades del cliente o en su defecto al
criterio o ingenio de la persona que integra los equipos y sus variables
Se muestra una aplicacioacuten de la forma en que muestran las variables
digitales y analoacutegicas en una pantalla de visualizacioacuten realizada en el software
Smart VW el cual pertenece a la plataforma del SCADA Survalent
120
Figura 72 Pantalla de visualizacioacuten de variable analoacutegica en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 73 Pantalla de variable digital de control en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
Figura 74 Pantalla de variable digital de proteccioacuten en SCADA
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Smart VW SCADA Survalent
121
46 Aplicacioacuten de sampled values
Para la aplicacioacuten de sampled values es una situacioacuten muy similar a la que
se aplica en los mensajes GOOSE la informacioacuten que se desea compartir entre
el equipo que contiene los elementos conectados fiacutesicamente los que se
encuentran en el patio de la subestacioacuten y los equipos de proteccioacuten y control
instalados en la caseta de la subestacioacuten debe estar contenida en un dataset el
cual seraacute publicado desde el bus de proceso hasta el bus de estacioacuten dicha
informacioacuten se transmite a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En la aplicacioacuten se va a utilizar el software AcSELerator Architect del
fabricante de relevadores de proteccioacuten SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) en donde se mostraraacute la integracioacuten de dos equipos de
proteccioacutencontrol el primero seraacute un equipo uacutenicamente publicador y el
segundo un equipo suscriptor Los equipos que se utilizaraacuten son SEL-421 como
equipo suscriptor este equipo no contiene entradas de corriente o voltaje fiacutesicos
y el equipo SEL-401 como equipo publicador este uacuteltimo contiene las entradas
fiacutesicas de voltaje y corriente para recibir de los equipos de patio las sentildeales
antes mencionadas
Figura 75 Software AcSELerator Architect
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
122
El software antes mencionado es utilizado para para la configuracioacuten de
los mensajes GOOSE y de los sampled values en este caso seraacute utilizado
uacutenicamente en la integracioacuten de los equipos que utilizaraacuten sampled values entre
ellos para esto se han definido de la siguiente forma
bull SEL-421 Equipo suscriptor
bull SEL-401 Equipo publicador
El equipo publicador contiene varios grupos de corrientes y voltajes de
acuerdo con la configuracioacuten que este contenga seguacuten lo anterior se debe
crear un dataset que contenga la informacioacuten que seraacute requerida por el equipo
suscriptor
El equipo publicador puede contener maacutes de un dataset para ser
publicado y utilizado en la transmisioacuten de los sampled values los equipos
suscriptores pueden tomar la informacioacuten de maacutes de un dataset esto
dependeraacute de la aplicacioacuten y arquitectura de la subestacioacuten que se esteacute
implementando
123
Figura 76 Creacioacuten de dataset de equipo publicador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
En la imagen previa se muestra el equipo que seraacute publicador y la
informacioacuten que seraacute publicada ademaacutes de indicar que son sampled values los
datos que seraacuten transmitidos a traveacutes de la red de comunicacioacuten
En el caso de un equipo suscriptor se muestran los equipos publicadores
que se encuentren en la red de comunicacioacuten de cada uno de estos se
obtendraacute la informacioacuten que es necesaria para la operacioacuten de las funciones de
proteccioacuten en este caso las lecturas de voltaje y corriente las cuales han sido
digitalizadas por el equipo publicador
124
Figura 77 Vinculacioacuten de equipos publicador-suscriptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Architect
Se observa que el equipo suscriptor para este caso toma del equipo
publicador las lecturas de voltaje y corriente se debe tener el cuidado
respectivo de asignarlos correctamente esto serviraacute para evitar lecturas
erroacuteneas por parte del equipo suscriptor y que se interpreten de forma
incorrecta las funciones de proteccioacuten
47 Evolucioacuten de redes
En el desarrollo y evolucioacuten de la tecnologiacutea tambieacuten en las redes de
comunicacioacuten y los cableados en las subestaciones eleacutectricas tambieacuten han
tenido un gran avance y es evidente en la forma en la que originalmente se
125
realizaban las subestaciones convencionales y las que se ven de cara al futuro
las subestaciones digitales
471 Redes y cableados en subestaciones convencionales
Las subestaciones eleacutectricas convencionales han incorporado redes de
comunicacioacuten entre equipos a su vez los releacutes de proteccioacuten y control tienen
todos los equipos de patio conectados con cables de cobre a las entradas y
salidas digitales asiacute como las retroalimentaciones de los TC y los TP que son
involucradas en las funciones de medicioacuten y proteccioacuten Esto tiene como un
punto en contra la cantidad de cableado de cobre necesario de todos los
elementos de campo hacia los tableros de proteccioacuten y control
Figura 78 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten
convencional
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
126
472 Redes y cableados en subestaciones digitales
En este caso los cableados de cobre necesarios seraacuten uacutenicamente para la
alimentacioacuten de cada uno de los equipos normalmente en 125 VDC que
permiten mayor disponibilidad al momento de la operacioacuten Una diferencia clara
en comparacioacuten respecto de las subestaciones convencionales radica en
sustituir los cableados por cableado de fibra oacuteptica la cual normalmente es
redundante y en rutas distintas para evitar problemas de dantildeos en ambas redes
al mismo tiempo
Ahora se tendraacuten dos redes de comunicacioacuten una red de estacioacuten y una
segunda red llamada de proceso que involucra a todos los equipos de patio
que deben ser compatibles y aplicables en subestaciones digitales con estos
logramos la sustitucioacuten casi del 100 del cableado de cobre
Figura 79 Estructura comunicacioacuten y cableados subestacioacuten digital
Fuente Curso IEC61850 Hand on training An introduction to GOOSE configuration amp system
Integration Guatemala 102013 httpsnaeventscloudcomfile_uploads
199b9eda4086da8b553d4916d224d874_IEC61850pdf Consulta 29 de agosto de 2019
127
48 Implementacioacuten en subestacioacuten
Lo primero que se debe tener al momento de iniciar la implementacioacuten de
la loacutegica de control proteccioacuten y comunicacioacuten de la subestacioacuten se presentaraacute
un ejemplo utilizando una subestacioacuten tiacutepica con 3 bahiacuteas dos de liacutenea y una
de transformacioacuten
Figura 80 Diagrama unifilar de subestacioacuten
CB-7-01DSW7-01A DSW7-01B
CB-7-02DSW7-02A DSW7-02B
CB-7-03DSW7-03B DSW7-03A T1
Fuente elaboracioacuten propia
La norma IEC 61 850 presenta una recomendacioacuten de la forma de dar
nombre a la subestacioacuten y a todos sus elementos asociados esto es
configurable de acuerdo con las necesidades que se tengan o a nomenclaturas
adoptadas previamente Para ejemplificar esto se toma de base la forma de dar
nombre a los equipos de un fabricante reconocido mundialmente
Los nombres inician por la subestacioacuten a la que pertenecen
posteriormente al nivel de tensioacuten a la cual pertenece ese equipo dentro de la
128
subestacioacuten luego la bahiacutea a la que pertenece y por uacuteltimo el nombre del
equipo de proteccioacutencontrol seguacuten sea su funcioacuten dentro de la subestacioacuten
Figura 81 Estructura de nombres de equipos
SUBESTACION
NIVEL DE TENSION
BAHIacuteA
IED
Fuente elaboracioacuten propia
Figura 82 Estructura de nombres de equipos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
481 Releacutes de proteccioacuten por utilizar
En el ejercicio que se desarrolla en el que se evaluacutean dos liacuteneas de
transmisioacuten en la subestacioacuten un transformador de potencia y una barra del
nivel de tensioacuten en que esteacute disentildeada la subestacioacuten se deben considerar
equipos de proteccioacuten que cubran las necesidades de las bahiacuteas antes
129
mencionadas por lo que la subestacioacuten deberaacute contener como miacutenimo con las
siguientes protecciones eleacutectricas
bull 2 protecciones de liacutenea
bull 1 proteccioacuten de transformador
bull 1 proteccioacuten de barra
Cada uno de los equipos antes listados podraacute tener varias funciones de
proteccioacuten y control involucradas cada fabricante tiene una forma distinta de
vender sus equipos y dependiendo de esto es el precio
482 Funciones de proteccioacuten por implementar
Las funciones de proteccioacuten que se deben implementar son muy variadas
dependen en especiacutefico de dos evaluaciones previas para revelar cuales son
las funciones que deberaacuten ser implementadas las mismas son las siguientes
bull Estudio de cortocircuito el mismo indicaraacute los niveles maacuteximos de
cortocircuito que se podraacuten dar en distintos puntos de la subestacioacuten en
eacutel se define y se toman en cuenta todos los posibles aportes de corriente
a la falla en el momento en que se presente
bull Estudio de coordinacioacuten de protecciones este estudio es de suma
importancia ya que permite la correcta operacioacuten de la subestacioacuten en
temas de liberacioacuten de fallas debe tomarse en cuenta el punto o
ubicacioacuten de la subestacioacuten dentro del sistema eleacutectrico de potencia ya
que las protecciones de esta tendraacuten que interactuar con los equipos de
proteccioacuten de otras subestaciones adyacentes
130
Lo anteriormente descrito muestra lo importante que es contar con los
estudios eleacutectricos correspondientes previo a la energizacioacuten de cualquier
subestacioacuten ya que de esto depende la definicioacuten de las funciones de
proteccioacuten que deberaacuten ser implementadas para cada bahiacutea en la subestacioacuten
A continuacioacuten se mencionan las funciones baacutesicas de proteccioacuten que se
puede encontrar en una subestacioacuten eleacutectrica como la que se ejemplifica
Tabla XIV Funciones de proteccioacuten en subestaciones
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Liacutenea
67 Proteccioacuten de sobrecorriente direccional
27 Proteccioacuten de bajo voltaje
21 Proteccioacuten de distanciaimpedancia
87 Proteccioacuten diferencial de liacutenea
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Barra 87 Proteccioacuten diferencial de barra
Equipo Funcioacuten Descripcioacuten
Proteccioacuten de Transformador
50 Proteccioacuten de sobrecorriente instantaacutenea
51 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
51N Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
87 Proteccioacuten diferencial de transformador
Fuente elaboracioacuten propia
A continuacioacuten se presenta la implementacioacuten de cada una de las
funciones de proteccioacuten y control los cuales son requeridos para su correcta
operacioacuten las mismas han sido previamente aprobadas en el estudio de
cortocircuito y de coordinacioacuten de protecciones a la vez el control de los
elementos de desconexioacuten y mantenimiento con que contaraacute la subestacioacuten
483 Implementacioacuten de loacutegicas de control
A continuacioacuten se presenta como primer punto la loacutegica de control de
interruptor la cual involucra un conjunto de bloques los cuales son necesarios
131
para la implementacioacuten de los enclavamientos que sean requeridos para una
correcta y segura operacioacuten del elemento de campo respectivo
Figura 83 Control y enclavamiento de interruptor
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
Para la arquitectura de la subestacioacuten (barra sencilla) que se plantea la
cual involucra la configuracioacuten de cuatro interruptores los mismos deberaacuten
configurarse en cada uno de los equipos de proteccioacuten y control de la bahiacutea
correspondiente los interruptores de potencia los cuales estaacuten distribuidos de la
siguiente manera
132
Tabla XV Cantidad de interruptores
Subestacioacuten (barra simple)
Bahiacutea Cantidad de interruptores
Liacutenea 1 1
Liacutenea 2 1
Transformador 3
Fuente elaboracioacuten propia
En algunos casos la implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten y control
tienen una arquitectura de proteccioacuten principal y respaldo que a su vez puede
ser implementado con dos equipos de la misma marca y modelo pero en otros
casos se hace una combinacioacuten de equipos si esto fuera aplicado en la
subestacioacuten que se estaacute implementando corresponderiacutea evaluar los tiempos de
realizar las loacutegicas de control y proteccioacuten en ambos equipos lo que provocariacutea
un incremento en el tiempo de ejecucioacuten
La implementacioacuten de loacutegicas de control y proteccioacuten en los equipos
inteligentes requiere del conocimiento del meacutetodo de configuracioacuten en distintas
marcas ya que cada fabricante utiliza propio meacutetodo para este fin
133
Figura 84 Implementacioacuten loacutegica de control relevadores SEL-487B
Fuente elaboracioacuten propia empleando software AcSELerator Quickset
En las imaacutegenes presentadas se verifica la implementacioacuten de dos
fabricantes distintos ambos tienen capacidad de utilizar la arquitectura
IEC 61850 permitiendo la interoperabilidad entre ellos Se observa que existe la
forma de implementar las loacutegicas uno tipo utilizando bloques de funcioacuten y el otro
en programacioacuten por texto
En el caso de los bloques de funcioacuten corresponde a un relevador marca
ABB modelo RED650 este fabricante es de hacer notar que es uno de los
desarrolladores de la norma que se estaacute aplicando en este proyecto
Las funciones de control asociadas a otro conjunto de elementos de la
subestacioacuten corresponde a las cuchillas o seccionadores los cuales involucran
en muchos casos un mayor detalle en los permisivos de operacioacuten ya que
ademaacutes de tener como primer punto la seguridad de las personas se debe
considerar la seguridad de los equipos de patio ya que una mala configuracioacuten
134
de la loacutegica de control estos elementos provocariacutea dantildeos a los mismos equipos
y una interrupcioacuten mayor de la subestacioacuten si existe falla en estos elementos ya
que en es poco comuacuten tener disponible repuesto para cualquiera de estos
elementos de patio
En el caso de los seccionadores son elementos pasivos que actuacutean
uacutenicamente con las funciones de control configuradas en este caso no aplican
las funciones de proteccioacuten configuradas en los equipos ya que son equipos
que principalmente son utilizados para labores de mantenimiento
Figura 85 Control y enclavamiento de seccionador
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
135
484 Implementacioacuten de loacutegicas de proteccioacuten
Las funciones de proteccioacuten que se implementan en el proyecto
presentado corresponden al tipo de elemento por proteger A continuacioacuten se
presentan la configuracioacuten de cada una de las funciones correspondientes
4841 Proteccioacuten de distancia (21)
Es una funcioacuten de proteccioacuten muy utilizada sobre todo para liacuteneas de
transmisioacuten aplicando y discriminando entre fallas cercanas y lejanas su
principio de operacioacuten radica en el anaacutelisis de la impedancia de la liacutenea en la
que se permite la operacioacuten maacutes raacutepida para las fallas cercanas y un retardo
para las fallas lejanas esto es comuacutenmente llamado zonas de proteccioacuten
Figura 86 Zonas de proteccioacuten de distancia
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
136
Figura 87 Implementacioacuten de zonas de proteccioacuten 21
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
La funcioacuten de distancia configurada en las 3 zonas mostradas
anteriormente involucra en sus entradas las mediciones de corriente y voltaje
del elemento protegido en este caso una liacutenea de transmisioacuten Las salidas de
los bloques corresponden a los disparos de cada una de las zonas y los
arranques de funcioacuten tanto de manera trifaacutesica como monofaacutesica los
arranques y disparos se ven involucrados ademaacutes de su funcioacuten en liberar las
fallas para el tema de oscilografiacuteas en el anaacutelisis de cualquier evento que se
presente en el elemento protegido
137
4842 Proteccioacuten sobrecorriente direccional
(6767N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera como un respaldo de la proteccioacuten de
distancia su principio de operacioacuten es medir la magnitud y direccioacuten de la
corriente proveyeacutendole a la proteccioacuten discriminar de esta forma si es necesario
realizar la apertura del o los interruptores involucrados en su esquema de
proteccioacuten Utiliza tanto la medicioacuten de voltaje como de corriente para la
evaluacioacuten de esta funcioacuten empleando en el bloque correspondiente la entrada
de polarizacioacuten es acaacute donde el equipo de proteccioacuten completa sus entradas
para su correcto funcionamiento
La funcioacuten se puede implementar tanto para las fases como para el neutro
o tierra esto es dependiente de los resultados que entregue el estudio de
coordinacioacuten de protecciones de la subestacioacuten y el sistema
138
Figura 88 Implementacioacuten de funcioacuten 6767N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
4843 Proteccioacuten diferencial (87)
Esta funcioacuten de proteccioacuten involucra maacutes de un juego de corrientes esto
es debido a que para su funcionamiento hace una comparacioacuten entre las
corrientes en magnitud y aacutengulo Esta funcioacuten de proteccioacuten es muy utilizada
en general en casi todos los elementos del sistema eleacutectrico de potencia se
pueden encontrar en las liacuteneas de transmisioacuten transformadores barras y los
generadores esta funcioacuten tiene el mismo principio de funcionamiento asiacute que se
presentaraacute solamente de estas
139
La principal diferencia que se encontraraacute entre estas seraacute la cantidad de
corrientes con la que operaraacute y una maacutes que se encontraraacute en el transformador
ya que involucra la diferencia angular del grupo de conexioacuten del transformador
Figura 89 Implementacioacuten de funcioacuten 87L
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
140
Figura 90 Principio de operacioacuten funcioacuten 87T
Fuente IEC Technical Manual Transformer protection RET670 21 p 126
4844 Proteccioacuten de sobrecorriente de tiempo
inverso (5151N)
Esta funcioacuten de proteccioacuten opera con la retroalimentacioacuten de las corrientes
medidas de las fases y el neutro en una posicioacuten especiacutefica en el sistema
eleacutectrico de potencia evitando que se alcancen magnitudes que puedan dantildear
personas o equipos instalados en el sistema
Su objetivo principal es liberar las fallas que se produzcan en el sistema
enviando la orden de apertura al o los interruptores asociados en este caso en
especiacutefico como su nombre lo indica se tendraacuten tiempos menores de operacioacuten
para valores maacutes grandes de corriente sigue el patroacuten de una curva ya
establecida en los equipos de proteccioacuten Esta curva se elige en funcioacuten de los
liacutemites de dantildeo del equipo protegido para esto se elige la misma que no supere
estos liacutemites maacuteximos para los equipos
141
Figura 91 Curvas caracteriacutesticas de operacioacuten funcioacuten 5151N
Fuente BEDOYA TORO Martha Yessica Vanessa y GIRALDO Felipe Cadavid Coordinacioacuten
de releacutes de sobrecorriente en sistemas de distribucioacuten con penetracioacuten de generacioacuten
distribuida p 16
Figura 92 Implementacioacuten de funcioacuten 5151N
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
142
4845 Matriz de disparos
Consiste en definir claramente lo liacutemites para las condiciones de falla en
los cuales el equipo debe operar En el caso de la subestacioacuten se configuran
los equipos de tal manera que se libere la falla en los tiempos definidos en el
estudio de coordinacioacuten de protecciones si no llegase a liberarse en el tiempo
definido pasa a una operacioacuten en otro punto provocado ya sea por el mismo
releacute o en su defecto por otro en la misma subestacioacuten
El caso maacutes criacutetico se presenta cuando no se libera la falla en la
subestacioacuten maacutes cercana a donde se presenta la falla sino que es otra la que
opera esto crea mayores problemas ya que la falla permanece por maacutes tiempo
en el sistema provocando problemas en otros segmentos
La matriz de disparos agrupa todas las funciones de proteccioacuten
configuradas en el equipo de proteccioacuten ya sea que esteacuten activas en todo
momento o en su defecto si se habilitan solamente en ciertas condiciones dicha
condicioacuten de disparo puede ser conectada internamente por las variables
locales del equipo a las salidas digitales fiacutesicas del equipo de proteccioacuten La
segunda opcioacuten es hacer la conexioacuten virtual a traveacutes de la red de comunicacioacuten
del equipo remoto instalado en campo para la realizacioacuten de las maniobras de
disparo
Se presenta un ejemplo de la matriz de disparos implementada para un
releacute RED670 del fabricante ABB el cual presenta muchas de las funciones que
fueron implementadas pero que de acuerdo con el estudio de coordinacioacuten de
protecciones no son requeridas en la operacioacuten optima de la subestacioacuten en el
sistema eleacutectrico de potencia
143
Figura 93 Matriz de disparos
Fuente elaboracioacuten propia empleando software PCM600
485 Actividades por realizar
Para una implementacioacuten y aplicacioacuten de la arquitectura IEC 61 850 se
deben realizar una serie de actividades antes durante y despueacutes de la puesta
en servicio de la subestacioacuten eleacutectrica que corresponda por lo que es de suma
importancia considerar todas las variables involucradas en el proceso Se
presenta a continuacioacuten las actividades y tiempos estimados de acuerdo la
experiencia de implementacioacuten de algunos proyectos similares al planteado en
este ejercicio
144
Figura 94 Cronograma de actividades
Fuente elaboracioacuten propia empleando software Microsoft Project 2013
145
CONCLUSIONES
1 La norma IEC 61 850 comprende todas las funciones baacutesicas que se
aplican en las subestaciones esto involucra desde la informacioacuten que se
comparten los relevadores hasta la que se enviacutea al sistema SCADA en
donde se encuentra la informacioacuten que permite al operador el
restablecimiento del sistema de manera maacutes faacutecil y sencilla
2 Se reduce considerablemente la cantidad de cableado por utilizarse en la
implementacioacuten de una subestacioacuten ya que todos los cableados quedan
en gabinetes de patio
3 La puesta en servicio de una subestacioacuten es considerablemente menor
tomando en cuenta que las vinculaciones fiacutesicas que se realizaban entre
los relevadores se sustituyen por las vinculaciones loacutegicas a traveacutes de la
red de comunicacioacuten
4 Se demuestra la facilidad que se presenta al utilizar el bus de campo
para la implementacioacuten de las distintas funciones de proteccioacuten y control
que sean requeridas en la arquitectura de la subestacioacuten
5 La implementacioacuten de esta tecnologiacutea permite la integracioacuten de equipos
de distintos fabricantes reduciendo considerablemente los tiempos de
ingenieriacutea ademaacutes de que se ha ampliado su mercado incluyendo temas
de manejo de agua y gas
146
6 Ofrece un nivel de flexibilidad aplicable en temas de seguridad de las
redes de comunicacioacuten proveyendo un preciso y confiable manejo del
sistema principalmente en la operacioacuten remota de la subestacioacuten
(nivel 4)
147
RECOMENDACIONES
1 Seleccionar los equipos que se utilicen en la implementacioacuten de las
loacutegicas de control y proteccioacuten con la versioacuten correcta de la norma
IEC 61 850 ya que normalmente no son compatibles entre versiones
2 Realizar perioacutedicamente las tareas de mantenimiento de los equipos
tanto de controlproteccioacuten como de comunicacioacuten es de suma
importancia mantener operando correctamente las redes utilizadas
3 Configurar los equipos de controlproteccioacuten y mantener los respaldos
respectivos de los archivos de configuracioacuten con el objetivo de cambios
en el futuro sean de faacutecil implementacioacuten
4 Verificar la correcta operacioacuten de la redundancia de la red de
comunicacioacuten tanto en bus de campo como de proceso esto permitiraacute
el adecuado funcionamiento de la subestacioacuten en todos los escenarios
posibles
148
149
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