Proyecto IdEAS: Interoperabilidad IEC 61850 en los servicios del operador de distribución. Metodología de normalización y piloto en subestación real

Comunicación presentada al V Congreso Smart Grids.

Autores

• Jesús Torres Tenor, Director Integración TIC, Fundación CIRCE
• Yasmina Galve Pastor, Integración TIC, Fundación CIRCE
• Carmen Ranea Resalt, Head of Protection Devices, Network Technology Iberia, Endesa Distribución
• María Avery Fernández, Head of Smart Grid Devices Unit, Network Technology Iberia, Endesa Distribución

Resumen

El proyecto IdEAS ha creado un consorcio puntero liderado por Endesa, con CIRCE como socio tecnológico y tres fabricantes multinacionales de protecciones de subestación de referencia en el sector. Permite abordar los elevados esfuerzos de diseño y validación de servicios e ingeniería IEC 61850 para una implantación efectiva. Se busca la interoperabilidad real más allá del intercambio de mensajes (datos, ingeniería, configuración, etc.) y la integración de los resultados en los procedimientos normalizados de Endesa. Para ello se aplican metodologías estándar de definición de servicios interoperables y pruebas de laboratorio exhaustivas. El proyecto culmina con una demostración de servicios interoperables multisuministrador en una subestación de alta tensión en servicio localizada en Zaragoza.

Palabras clave

IEC 61850, Interoperabilidad, Subestaciones, Distribución, Automatización, Perfiles, Servicios, Operación

Antecedentes

Introducción

Los retos a los que se enfrentan las redes eléctricas del futuro, cada vez más del presente, son de sobra conocidos. Basta pensar en la integración de generación distribuida y fuentes renovables, el crecimiento de la demanda, el envejecimiento de la infraestructura o la mejora de seguridad del suministro. Se requiere en consecuencia un despliegue extremo a extremo de Tecnologías de Información y Comunicaciones (TIC) para aumentar la monitorización y el control del sistema logrando una red más inteligente.

Esta aproximación da lugar al paradigma de la Smart Grid, con varias iniciativas internacionales que guían su desarrollo estratégico. La Smart Grid Task Force de la Comisión Europea (CE) fue un caso pionero y estableció una base común para estándares e integración TIC en las redes eléctricas. Orientado a interoperabilidad, su resultado fue el Modelo de Arquitectura de Referencia europeo [1]. El último ejemplo de directrices continentales es el Winter Package [5], para alcanzar una economía de energía limpia y reformar el diseño y operación del mercado eléctrico de la UE.

Estos dos marcos demandan específicamente una gestión más activa del distribuidor para asegurar la calidad del suministro y la eficiencia de las operaciones, con visibilidad y tratamiento de los datos de la red [7]. En todos estos frentes, las subestaciones eléctricas asumen un rol crucial. Pese a ser nodos críticos del sistema, su protagonismo en la evolución Smart Grid no es tan significativo como debería. Su elevada exigencia de nivel de servicio y largos ciclos de vida hacen que el grueso de la alta inversión que reciben se centre en operación y mantenimiento. Se dificulta así acometer una renovación tecnológica con la suficiente entidad técnica y económica.

Esta renovada subestación digital del presente y el futuro pasa inevitablemente por la implementación de IEC 61850. El proyecto IdEAS, hilo conductor del artículo, se articula a partir de este hecho y el escenario descrito para desarrollar y demostrar servicios IEC 61850 de subestación. El objetivo es que resulten plenamente interoperables e integrados en los procesos corporativos de la distribuidora, garantizado su disponibilidad para las exigencias de la nueva red.

Resumen de la visión del estándar IEC 61850

IEC 61850 es un estándar completo de Sistemas de Automatización de Subestaciones (SAS), claramente marcado por la digitalización e interoperabilidad. Ya es una realidad de mercado y los fabricantes líderes lo incorporan en todos los productos de sus gamas actuales (equipos de protección, control, transformadores de tensión e intensidad, concentradores de medidas, etc.).

Aunque una de las características principales de la norma es ejecutar sus servicios sobre una nueva red de comunicación interna de la subestación, es mucho más que un protocolo. Su alcance abarca tres grandes bloques:

1. Modelo de datos semántico: los elementos y funciones del sistema de control y protección se representan con un modelo de información orientado a objetos. Se basa en agrupación estructurada de atributos, con denominación y significado que reflejan la realidad física.
2. Servicios: el modelo sirve para que los equipos de control y protección codifiquen y compartan las señales de la subestación eléctrica. IEC 61850 define varios servicios de comunicación (señales notificadas periódicamente o tras cambio, transmisión rápida multidestino de eventos o alarmas, medidas, etc.). Presentan diferentes características y prestaciones para tener un abanico versátil de funcionalidades.
3. Protocolos de comunicación: una vez especificados los servicios de intercambio de información entre equipos, se asignan a los protocolos de comunicación de la norma y se definen los mensajes empleados. Los principales son MMS (telecontrol, telegestión), GOOSE (eventos y alarmas) y SV (medidas). A partir de toda la información recibida y enviada, cada dispositivo ejecuta sus funciones de control y protección.

IEC 61850 nace para la unificación e interoperabilidad de los SAS. Por ello, los conceptos previos se definen de forma abstracta, lo que implica que los datos y servicios están desligados de la implementación tecnológica. Esto permite el paso último de especificación de los protocolos de la norma, indicando los mensajes y su configuración. Dicha configuración se unifica en archivos de texto estructurados independientes de herramientas propietarias.

La importancia y dimensión completa de la interoperabilidad

No se puede obviar que ciertos impedimentos han aparecido en la implantación de IEC 61850, destacando la interoperabilidad multisuministrador y de ingeniería. Formalmente, la interoperabilidad se logra cuando los dispositivos de la subestación funcionan conjuntamente, intercambiando datos bajo unas reglas comunes [2].

Esta interacción fundamental está superada [9], con un grado distinto de esfuerzo según el protocolo 61850 en uso. Desde este punto de vista pragmático, la interoperabilidad se logra en las primeras fases prácticas de los proyectos, ya que todo equipo IEC 61850 que se precie debe ser capaz de procesar los mensajes correctamente formados que circulen por su red. No obstante, limitar la interoperabilidad al intercambio de mensajes es una visión restringida, ya que un sistema de automatización de subestaciones integrado en la operación de la red requiere mucho más.

Como quedará demostrado, es más problemático lograr una representación común multisuministrador de la información de la subestación (Information en la Figura 2) o que los procesos de ingeniería (Engineering en la Figura 2) no difieran notablemente entre fabricantes: herramientas, gestión de archivos SCL, carga de configuraciones, etc.

Además de los resultados de este artículo, la literatura contiene múltiples retos de interoperabilidad en este sentido [3] [4]. Se documentan incompatibilidades entre archivos de configuración de distintos equipos, diferente nomenclatura por fabricante para un mismo dato o carencia de especificaciones generales de servicios 61850, no directamente orientadas a la implementación concreta o experiencias piloto. IEC 61850 ofrece muchas opciones y flexibilidad y surgen decisiones sujetas al criterio del desarrollador. Por ejemplo, el uso del modelo de datos no es preceptivo ni puede cubrir todos los elementos posibles de cualquier subestación existente. También hay muchos modos opcionales en el funcionamiento de los servicios, lo que puede causar que equipos que cumplen el estándar presenten incompatibilidades. Un caso sería el de una remota de subestación configurada para ejecutar mandos exclusivamente con verificación previa intentando actuar sobre una protección que solo puede gestionar órdenes directas.

El proyecto IdEAS

El proyecto IdEAS se promovió como respuesta al contexto presentado y fue financiado por la convocatoria Retos de Colaboración del MINECO en 2016. Reúne a un consorcio versátil liderado por Endesa, con tres fabricantes de equipos de control y protección multinaciones líderes en el sector. CIRCE es el socio tecnológico para desarrollo, integración y pruebas. Esta composición garantiza la dirección del operador de red, la coherencia de las fases de diseño y prueba e interoperabilidad demostrada con tres grandes actores de mercado.

Los desafíos presentados necesitan un fuerte liderazgo de los operadores de distribución y transporte como usuarios finales y un ciclo de desarrollo riguroso que comprenda la realimentación entre requisitos técnicos, definiciones y pruebas. Se obtienen así servicios formalmente definidos y testeados, listos para ser incorporados en la operación de la compañía y contribuir a una evolución de la red de distribución en IEC 61850. IdEAS busca este propósito, con otros resultados específicos como la aplicación de metodologías estándar, nuevos modelos de datos, nuevas funcionaes habilitadas por la digitalización del sistema y herramientas de prueba para laboratorio y campo. El proyecto comprende definiciones y desarrollos, prueba y obtención de perfiles y despliegue en una instalación real. Se halla en fase de demostración en la subestación de Huerva, en Zaragoza, donde los armarios de control y protección multisuministrador de tres posiciones de alta tensión ejecutan una selección de servicios IEC 61850 del proyecto.

Metodología y recursos

Encarar un proyecto IEC 61850 con esta visión bajo la convocatoria Retos de Colaboración ha permitido asumir los esfuerzos necesarios de diseño y test de estos sistemas, que según estimaciones pueden alcanzar el 50% del coste total del proyecto [8]. De acuerdo a las necesidades estratégicas de los objetivos y el sector, para que esta dedicación sea productiva y reaprovechable, se ha aplicado una metodología acorde con los “Criterios de diseño de interoperabilidad en Smart Grid mediante estandarización, diseño y prueba” de CEN-CENELEC-ETSI [2]:

El ciclo de trabajo circular de la Figura 3 parte de los requisitos funcionales y de negocio. Preceden a un diseño que se desarrolla y valida en secuencia. Las necesidades detectadas marcan la actualización de los sistemas y de sus especificaciones. El proceso de pruebas recomendado debe seguir el V-model: en la Figura 3, el vértice descenciente asegura que el diseño se ajusta progresivamente a los requisitos de usuario y técnicos. El ascendente garantiza la comprobación modular de cada una de esas etapas.

Los servicios y aplicaciones resultado de esta metodología se documentan en perfiles normalizados [2]:

• BAP (perfil básico de aplicación, siglas en inglés): funcionamiento esperado de los equipos de forma individual para garantizar la interoperabilidd del sistema o aplicación. Formado por secciones que detallan estos aspectos.
• BAIOP (perfil básico de aplicación de interoperabilidad): añaden criterios de configuración a lo anterior para definir y probar la actuación conjunta del sistema.

Aprovechando la composición de su consorcio, IdEAS emplea una capa metodológica adicional al proceso anterior:

Bibiografía y experiencias pasadas demuestran que la aproximación clásica no es óptima (Figura 4, parte superior). Si un usuario o compañía eléctrica parte de un análisis teórico de la norma y define una implementación entre todas las posibles, es probable que esos criterios particulares no estén disponibles en todos los equipos de mercado. Un caso paradigmático es el del Grupo E3, grupo de trabajo de REE y las distribuidoras españolas para una especificación común de subestaciones IEC 61850, publicada en 2010 [6]. Aun siendo un trabajo minucioso, de alto valor técnico y con resultados inmediatamente aprovechables, chocó con la inercia de los grandes suministradores, cuyo volumen y realidad corporativa no hacían factible la incorporación ad-hoc de varios requisitos específicos del documento.

Por el contrario, la alternativa de la parte inferior de la Figura 4 une el análisis de la norma con el estudio del comportamiento de los equipos de mercado, cuya implementación de un servicio concreto es identificada, configurada y validada en laboratorio. Así, la interoperabilidad multisuministrador de los servicios se aborda en fase de diseño. Las especificaciones resultantes se confeccionan en formato BAP / BAIOP, listas para ser incluidas en las normas internas de la compañía de distribución, favoreciendo la introducción de IEC 61850 en la operación de la red. Se genera además un mercado de competencia al garantizar tres suministradores relevantes que satisfacen la función diseñada y se maximizan las posibilidades de incorporación de nuevos proveedores.

Entorno de pruebas en laboratorio y demostración de los servicios del proyecto

Gracias a la colaboración de los fabricantes socios, el laboratorio de protecciones de CIRCE ha proporcionado un entorno completo para validar los desarrrollos, factor crítico para el éxito del proyecto. En una primera fase, los servicios se han depurado en maquetas realistas con varios modelos de protecciones, equipos de control y captación de señales, switches de comunicaciones y una remota de telecontrol, con las herramientas software necesarias. Una vez se diseñó la la ingeniería de las posiciones IEC 61850 de la subestación demo, los armarios fueron instalados en el laboratorio de CIRCE antes de su puesta en marcha en campo (Figura 4). Este escenario permitió maximizar las ventajas de la metodología y llegar a la subestación real con los servicios validados y conseguida su interoperabilidad, centrando las actividades de campo en la comprobación funcional eléctrica y de conexión.

Resultados

Para ilustrar los resultados de la metodología y objetivos del proyecto, se han escogido dos servicios representativos de diferente naturaleza. Ambos están implementados en la subestación de demostración de IdEAS.

Caso de uso ejemplo 1: Implementación y flexibilidad del modelo de datos de IEC 61850 en cada fabricante

La codificación de los datos es el pilar básico de intercambio de información IEC 61850: una vez definidos los atributos concretos que se emplearán, bastaría configurar las características de transmisión de los mensajes. Como se ha relatado, el uso del modelo IEC 61850 ofrece mucha libertad y cada suministrador puede aplicar criterios diferentes. Surgen varias causas de divergencia:

• Aunque un elemento de información esté codificado en la norma (e.g. disparo temporizado de sobrecorriente) no hay obligación de usar el atributo específico y el dato puede modelarse en un elemento genérico.
• La norma no puede abarcar todos los posibles datos existentes en una subestación, que cuentan con lógicas, circuitos o elementos auxiliares de cada compañía.

Estos problemas se minimizarían en el caso de las protecciones otorgaran libertad al usuario para mapear sus variables internas a atributos IEC 61850, ya que así se podría establecer un modelo único en la configuración de todos los dispositivos. Aplicando la metodología del proyecto y en colaboración con los fabricantes, se analizó esta posibilidad con los siguientes resultados (anonimizados por confidencialidad):

Caso de uso ejemplo 2: recogida automática de archivos de oscilografía desde las protecciones

A diferencia del caso anterior, esta prestación del proyecto IdEAS corresponde a uno de los servicios considerados en la literatura como “no operacionales” [4]. Suelen relacionarse con capacidades de telegestión o nuevas funciones.

El objetivo es recopilar automáticamente de cada protección los archivos con medidas y perturbaciones previas a una falta, conocidos en su conjunto como registros de oscilografía. Si se descargan en un equipo auxiliar de la subestación con conexión remota, quedan a disposición de los sistemas centrales que almacenan y analizan esta información.

Según IEC 61850, esta aplicación usa el servicio de transferencia de ficheros, basado en el protocolo de comunicación MMS. La norma establece que las protecciones deben permitir consultar estos archivos y, en concreto, los de oscilografía deben estar en una carpeta llamada COMTRADE del directorio raíz del sistema de ficheros de los equipos.
Estas capacidades facilitan que un cliente IEC 61850 se conecte y descargue los archivos nuevos. Las protecciones de los tres fabricantes son capaces de habilitar este servicio de ficheros y se han validado clientes de dos de los suministradores. Se resumen las características y resultados de ambos en la Tabla II, de nuevo anonimizada:

La metodología de las Figuras 3 y 4 fue aplicada integralmente. Primero se comprobaron las definiciones IEC 61850 para transferencia de ficheros y la implementación particular de cada protección. Tras la puesta en marcha y configuración de las opciones de los clientes, tuvo lugar la validación final del servicio en la red de comunicaciones. Se logró la interoperabilidad de ambas soluciones con el resto de fabricantes. El servicio completo se ha documentado confeccionando perfiles BAP/BAIOP [2], presentados en la metodología y parte de los entregables del proyecto. Principalmente, especifican de forma estructurada (i) la función y sus objetivos de negocio, (ii) requisitos de datos, parámetros de configuración y comunicaciones y (iii) procedimientos y casos de uso para validar los equipos.

Conclusiones

Se han validado y definido servicios IEC 61850 según directrices internacionales de interoperabilidad. Los perfiles pueden trasladarse de forma sencilla a normas o licitaciones de la compañía, generando mercado y favoreciendo su despliegue contrastado y el de futuros servicios. Los casos de uso expuestos originan conclusiones significativas:

• Según la Tabla I, no es posible codificar los datos de una subestación con la misma nomenclatura IEC 61850 en todas las protecciones. Pensando en un modelo común, flexibilidad parcial equivale a ausencia de flexibilidad, porque es necesario poder personalizar por completo cada atributo y su ruta en la estructura de información.
• La validación y despliegue de gestión de oscilografía ha sido satisfactoria: los clientes ofrecen interoperabilidad con los tres fabricantes. Este servicio se beneficia de una definición sencilla y concreta, poco abierta a variantes.

El primer punto surge de la libertad otorgada por el estándar. Para obtener las ventajas de interpretación, mantenimiento e ingeniería de un modelo común, se requiere una integración que normalice los datos recibidos de las protecciones, un esfuerzo añadido hacia la interoperabilidad integral de la Figura 1. Todas las señales del diccionario de telecontrol de Endesa han sido asignadas a variables IEC 61850, creando elementos nuevos para datos particulares no contemplados por el estándar. El modelo obtenido ya se va integrando en los sistemas futuros de Endesa, como la remota y enlaces externos IEC 61850 objeto del proyecto 3S-CS, alineado con la nueva subestación de IdEAS.

Estas consecuencias son comunes a todo servicio de operación, pero pueden ser esquivadas en el despliegue de funciones de supervisión o no operacionales, como la adquisición automática de oscilografía. Aquí los resultados son un gran avance frente a la actual convivencia de protocolos propietarios poco estructurados y documentados, con muy reducidas posibilidades de unificar herramientas y procesos. Aun así, la configuración de equipos IEC 61850 está muy ligada a las herramientas de fabricante, requiere trabajo manual experto y dificulta la gestión unificada de archivos de configuración. Existe potencial para automatizar estas tareas, con soluciones de terceros que unifiquen la introducción de parámetros y los trasladen a los archivos de cada fabricante de forma transparente. Si a ello se añade la posibilidad de añadir con nulo o muy bajo coste material nuevas funciones basadas en los datos, se aprecia la mejora estratégica de la ingeniería IEC 61850. Es otra aportación al ahorro económico, que erróneamente suele asociarse solo a la reducción de cableado. Será tratado en el análisis coste-beneficio del proyecto IdEAS, parte de los resultados de cierre junto a estas oportunidades de desarrollo identificadas.

Agradecimientos

El Proyecto IdEAS está financiado por Fondos Feder de la CE y pertenece al Programa Estatal de I+D+i “Retos de la Sociedad” del Ministerio de Economía, Industria y Competitividad.

Referencias

• [1] CEN-CENELEC-ETSI SG Coordination Group, 2012. Smart Grid Reference Architecture.
• [2] CEN-CENELEC-ETSI SG Coordination Group, 2014. Methodologies to facilitate SG system interoperability.
• [3] Eandis, 2014. Integrating IEC 61850 in the Eandis Grid.
• [4] A. Eshpeter, 2016. Resolving the Challenges of Multiple Vendor 61850 Implementations.
• [5] European Commission, 2016. Clean Energy for all Europeans.
• [6] Grupo E3, 2010. Minimum Common specification (…) in accordance with the IEC 61850 standard.
• [7] L. Hancher and B.M. Winters, 2017. The EU Winter Package – Briefing Paper.
• [8] Iberdrola Distribución Eléctrica, 2014. A strategy for the deployment of IEC 61850 in utilities.
• [9] Salwana et al., 2015. Interoperability Testing for Digital Substation in SG Domain: Power Utility Perspective.