Cigré/Brasil

CE B5 – Proteção e Automação

Seminário Interno de Preparação para Bienal

2008

Rio de Janeiro, Junho/2008

Dados do Artigo

• Número: B5-104

• Título: “Process Bus: Experience and Impact on Future System Architectures”

• Autoria: Damien Tholomier (AREVA T&D), Luc Hossenlopp(AREVA T&D), Dac P. Bui (Hydro Quebec).

• SPECIAL REPORT FOR PREFERENTIAL SUBJECT 1:

Impact of process bus (IEC 61850-9-2) on protection and substation automation system

Objetivo

• O artigo introduz o conceito de process bus como um link digital ou mergerunit entre TC/TP e IED, medidor e bay controler.

• Esta técnica está baseada na norma IEC 61850 parte 9-2 que trata especificamente de transformador de instrumento não convencionais (NCIT), além da modelagem dos valores amostrados e o mapeamento (“mapping”) e saída p/ rede Ethernet.

• É apresentados ainda o estado da arte do “Merger Unit” (desafios, aplicações e evolução).

• O artigo cita diversos exemplos de aplicações reais dos NCIT, Merger Unit e IED de proteção em empresas Canadenses, Inglesas e Francesas.

Destaques

• Diagrama de Bloco simplificado do Merger Unit (filtros, amplificadores, A/D e DSP).

•Sinal de sincronização (PPS) via GPS é usado p/ compensar o atraso de processamento cujo desvio afetará todas as funções usando valores amostrados.

Destaques

• Conceito “Process Bus” ou Barramento de Processo

•A parte 9-2 (ainda inexplorada) normativa o link de conexão ou merger unitentre TC/TP e os IED (sistemas secundários) representado na figura pelo link 4.

• O Merger Unit então converte sinais de entrada analógicos provenientes dos TC/TP (convencionais ou ópticos) e fornece sinais de saída para os IED em formato de mensagens (Ethernet).

Destaques

•Desafios:

a)Adaptação das principais proteções trocando módulos convencionais (TC/TP) para permitir interface com link (Ethernet), possibilitando o processamento dos algoritmos devido a re-amostragem (ex. 80 p/ 48 amostras/ciclos);

b) Checar que a proteção trabalha corretamente, isto é a performance não se degrada.

c) A Redundância deverá ter custo competitivo.

d) Capacidade para prover interface com TC/TP convencionais e não convencionais;

e) Assegurar a interoperabilidade entre fabricantes;

f) Definir filosofias de testes;

Destaques

• Experiência em Campo

• NGT (U.K.), Osbaldwick 400 kV GIB, with hybrid sensor : merging unit and differential line protection ;

• RTE (France), Saumade 245 kV GIS substation with hybrid sensors, merging unit and distance protections ;

• HQ (Canada), La Prairie 315 KV AIS substation, with CTOs, and conventional CCVTs mixed in the merging unit, and protections ;

• PSERC Project, TAMU and ASU (USA Universities), several manufacturers of NCIT/Protections (see on website the report about this experiment).

Destaques

Resultados Comparativos: Proteção x TC/TP x Merger Unit

Local MU

Switch Ethernet1 FO – 61850-9-2LE

Digital Interface

IEC 61850-9-2

Digital FO

Digital FO

Line Protection

other protection

VTCECTOE

Ia,Ib,Ic,Io,Ua,Ub,Uc,Uo

Ia,Ib,Ic,Io,Ua,Ub,Uc,Uo

Ia,Ib,Ic,Io,Ua,Ub,Uc,Uo

Merging Unit

1 pps

Conclusões

•The process bus is a very promising technology. First experienceshave proven its feasibility.

•The simultaneous experimentation of NCIT and process bus has firstbeen driven by the NCIT in order to connect them to protection systems.

•The test of both technologies is probably one of the reason of thelimited use today of the process bus.

Dúvidas

•Não houve.

Questões

Questions

1.7 Conformance and interoperability certification of devices is recommended. Conformance certificates are available today, but no interoperability certification is defined. Is it generally accepted, that conformance testing of devices is not

sufficient to guarantee interoperability?

1.8 Results from a few pilot projects are presented in paper B5-104. Now that results from pilot projects are available – does the market accept process

bus based solutions and what are the conditions that need to be fulfilled for

that acceptance?

1.9 In many cases, in particular in the case of retrofit projects or extensions of an existing substation, some parts of a substation automation system will have a process bus while other parts will not have one. That means, a so called "mixed mode" needs to be supported by the protection system, where one part of the measured currents and voltages is available as a conventional analogue signal and the other part is coming from a merging unit as a digital signal based on IEC 61850-9-2. Are solutions using a mixed mode well proven or is it

recommended to use a IEC 61850-9-2 based solution only substation set

ups where no mixed mode is required?