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Estudo do Protocolo IEC 61850 e seu

Uso em Redes de Comunicação de

Subestações de Energia

Orientador: Prof. Dr. Galdenoro Botura

Orientado: Thiago Gonçalves Renda R.A. 310395

REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA - PROTOCOLO IEC 61850

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AGRADECIMENTOS

Antes de qualquer agradecimento especial e solene, um agradecimento maior e mais

intenso a Deus, por tudo. Um muito obrigado com um grande carinho a meus pais, Agnaldo e

Patrícia que encararam sempre sem questionar o desafio de me formar e me apoiar.

Agradecimento sincero e eterno ao meu avô David e em especial a minha avó, Vilma, pois

sempre pude contar com ela nos momentos mais difíceis da minha formação e sem ela, eu não

teria tido estrutura para continuar. Obrigado a minha madrinha, Magda, a minha irmã Thaís, a

minha avó Nilce e ao meu tão estimado amigo João Flávio Reis Negreti, por terem me

apoiado nos momentos em que eu enfrentei os mais ríspidos momentos ao longo de minha

formação.

Um agradecimento especial deve ser dirigido aos amigos e colegas de trabalho

Marcelo Pimenta e Cesar Guerreiro, ao Professor Orientador Prof. Dr. Galdenoro Botura, que

antes de mais nada, promoveu o crescimento desta instituição pela qual estou sendo formado,

zelou pelos interesses e necessidades da família Unesp Sorocaba por todo o tempo ao qual

esteve a frente da coordenação executiva da mesma instituição.

Finalmente, um agradecimento grandioso a Siemens por me autorizar a utilizar seus

equipamentos e por promover um aprendizado consistente e duradouro sobre sistemas de

automação para energia elétrica, além de uma ampliação nos meus conhecimentos sobre

redes, servidores e sistemas informatizados. Desta outra família o meu muito obrigado ao sr.

Gustavo Schio, por todo o acompanhamento, monitoramento e ensinamentos preciosos

fornecidos por todo este ano de 2008, ao sr. Claus Zischler, pelo seu apoio e transmissão de

experiência e orientação ao longo dos projetos e ao sr. Alejandro Meyer por ter me permitido

entrar para a família Siemens neste ano de 2008.


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“Quando Deus quer, não tem quem

não queira.”

(Ayrton Senna)


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Principais Símbolos e Variáveis LT – Linha de transmissão

UTR`s - Unidades Terminais Remotas

RDP’s - Registradores Digitais de Perturbação

CMC256 - Modelo da mala de injeção de tensões e correntes Omicron

LN`s - Nós Lógicos

IED - Dispositivo Eletrônico Inteligente

MU - Merging Units

TC’s - Transformadores de corrente

TP’s - Transformadores de tensão

VLAN`s - Virtual LAN`s

IEC - International Electrotechnical Comision

SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition

EMS - Energy Management Systems

UCA - Utility Communications Architecture

EPRI - Electric Power Research Institute

GPS - Global Positioning System

GOOSE - Generic Object Oriented Substation Event

SCL - Substation Configuration Language

CDC - Commom Data Classes

MMS - Manufacturing Messaging Specification

MSV - Sample Measured Values

SPS - Single Point Status

ASCI - Abstract Communication Service Interface

SV - Sampled Values


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Índice de Capítulos

1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS 8

1.1. Introdução 8

1.2. Objetivos 11

2. ESTRUTURA DE UMA SUBESTAÇÃO DE ENERGIA 13

2.1. Conceitos Básicos 13 2.1.1. IED – Intelligent Eletronic Device 15 2.1.2. Topologia 16

3. REDES DE COMUNICAÇÃO EM SUBESTAÇÕES DE ENERGIA 18

3.1. Introdução 18

3.2. Redes Ontem, Hoje e Amanha 20 3.2.1. Ontem 20 3.2.2. Hoje 21 3.2.3. Amanha 22

4. PROTOCOLO IEC61850 24

4.1. Mapeamento para protocolos reais 29

4.2. GOOSE e SV 31

4.3. IEC61850 – Benefícios 41

5. METODOLOGIA 43

5.1. Introdução 43

5.2. Testes 46 5.2.1. Teste 1 46 5.2.2. Teste 2 48


5

6. RESULTADOS 50

6.1. Teste 1 50

6.2. Teste 2 54

7. CONCLUSÃO 57

8. BIBLIOGRAFIA 58


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Índice de Figuras Figura 1 – Diagrama Unifilar do nível de tensão de 500 kV de uma subestação de energia ................................ 15 Figura 2 - Relé digital de proteção. ........................................................................................................................ 15 Figura 3 - Topologia dos equipamentos em uma subestação ................................................................................. 16 Figura 4 – Arquitetura de comunicação em uma subestação ................................................................................ 20 Figura 5 - Arquitetura de comunicação em uma subestação com o protocolo IEC 61850 ................................... 22 Figura 6 - Arquitetura de comunicação em uma subestação com o protocolo IEC 61850 sendo utilizado para

comunicação entre todos os níveis. ........................................................................................................................ 23 Figura 7 - Diagrama do modelo de dados da norma IEC 61850 para um disjuntor. ............................................ 27 Figura 8 - Envio de mensagem GOOSE Multicast. ................................................................................................ 32 Figura 9 – Mecanismo de Repetição de Mensagens GOOSE. ............................................................................... 33 Figura 10 – Priorização das mensagem GOOSE. .................................................................................................. 36 Figura 11 – Redes Virtuais (VLAN`s). .................................................................................................................... 36 Figura 12 – Representação de Arquitetura em Cascata. ....................................................................................... 37 Figura 13 – Representação de Arquitetura em Estrela. ......................................................................................... 38 Figura 14 – Representação de Arquitetura em Anel .............................................................................................. 39 Figura 15 – Representação de Arquitetura em Estrela com Redundância. ........................................................... 40 Figura 16 – Representação de Arqutetura Hibrida. ............................................................................................... 41 Figura 17 – Diagrama Unifilar de parte de uma subestação. ............................................................................... 43 Figura 18 - Definição de tempo de envio de uma mensagem GOOSE. .................................................................. 45 Figura 19 - Diagrama de tempos para envio de mensagens GOOSE. ................................................................... 45 Figura 20 – Esquema de Ligação para o teste das mensagens GOOSE sem utilização de binárias. ................... 47 Figura 21 – Esquema de Ligação para o teste de seletividade através de binárias de entrada e saída. ............... 48 Figura 22 - Log constatando o envio de informações GOOSE associada à tecla F1. ........................................... 51 Figura 23 - Log para constatar a recepção da informação GOOSE. .................................................................... 51 Figura 24 - ETHEREAL, indica o momento em que a mensagem está pronta para formar o quadro ethernet

conforme a norma, após tpa (processamento interno da CPU de proteção). ........................................................ 52 Figura 25 - Log para constatação do tempo em que a saída foi atuada. ............................................................... 53 Figura 26 - Log para constatação do tempo em que o relé de destino reconheceu o bloqueio. ............................ 53 Figura 27 - Log para constatar o envio da informação de GOOSE associada ao pick-up do relé de envio. ........ 54 Figura 28 - Log para constatar a recepção da informação GOOSE associada ao pick-up do relé de envio e

bloqueio da função no relé de recepção. ................................................................................................................ 55 Figura 29 - ETHEREAL, indica o momento em que a mensagem está pronta para formar o quadro ethernet

conforme a norma, após tpa (processamento interno da CPU de proteção). ........................................................ 55 Figura 30 – Log para constatação do tempo em que a saída foi atuada. .............................................................. 56 Figura 31 - Log para constatação do tempo em que o relé de destino reconheceu o bloqueio. ............................ 56


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Índice de Tabelas Tabela 1 - Estrutura da norma IEC 61850 ............................................................................................................. 24

Tabela 2 - Estrutura do nó lógico do disjuntor (XCBR) ......................................................................................... 26

Tabela 3 - Estrutura da classe de dados comuns, SPS (Single Point Status). ........................................................ 28

Tabela 4 - Mapeamento de objetos de dados de IEC 61850 para MMS. ............................................................... 30

Tabela 5 - Mapeamento de serviços de IC 61850 para MMS. ............................................................................... 31Tabela 6 – Estrutura da Mensagem GOOSE. ......................................................................................................... 34


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1. Considerações Iniciais

1.1. Introdução

O constante aumento da demanda de geração e transmissão de energia elétrica tem

levado os sistemas de potência a operarem cada vez mais próximos de seus limites. Desta

forma, qualquer falha em equipamentos que integram os sistemas, tais como geradores,

transformadores e linhas de transmissão, pode resultar em risco à integridade do sistema

elétrico como um todo. Na tentativa de reduzir a quantidade e duração destas falhas foram

desenvolvidas ferramentas de apoio à manutenção e operação dos sistemas de potência. Estas

ferramentas utilizam dados fornecidos por equipamentos de monitoramento e proteção,

instalados nas usinas geradoras e nas subestações de transmissão e distribuição de energia

elétrica.

A ocorrência de distúrbios nos sistemas de potência é inevitável e pode ser provocada

por uma variedade de situações, tais como: condições atmosféricas adversas, falhas em

equipamentos, etc. Após a ocorrência de um defeito, mensagens e sinais de alarme são

transmitidos ao centro de operação e analisados por engenheiros responsáveis pela

manutenção e operação do sistema elétrico.

Estas mensagens e sinais de alarme são, em sua maioria, enviadas por dispositivos de

proteção, tais como relés e disjuntores, que fazem parte de complexos sistemas de proteção.

Estes dispositivos são projetados de forma a isolar os componentes defeituosos da rede


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elétrica sem comprometer o funcionamento do sistema como um todo. Dentre as

características mais desejáveis de um sistema de proteção podem-se destacar a velocidade de

atuação, a seletividade e a coordenação. Isto significa que, após a ocorrência de um defeito,

apenas os componentes defeituosos devem ser isolados (seletividade) o mais rapidamente

possível (velocidade de atuação) para evitar o risco de danos aos equipamentos elétricos.

Além disso, os dispositivos de proteção devem operar de modo a oferecer proteção de

retaguarda ao sistema, no caso de falha do dispositivo que deveria operar (coordenação).

Dentre os tipos de relés podem-se destacar os relés diferenciais, que são utilizados

para a proteção de barramentos, transformadores, linhas de transmissão e máquinas elétricas

de grande porte; e os relés de distância, que são utilizados exclusivamente para a proteção de

linhas de transmissão. Estes relés são baseados nos sinais de tensões e/ou correntes, obtidos a

partir de transformadores de tensão e corrente (TP’s e TC’s, respectivamente), instalados em

pontos específicos do sistema. A partir destes sinais, os relés de proteção identificam a

presença de defeitos e enviam sinais de trip (abertura) dos disjuntores responsáveis pela

isolação dos pontos de falta.

Para cada operação destes relés é produzida uma mensagem de alarme que é enviada

ao centro de operação através de um sistema SCADA (Supervisory Control and Data

Acquisition) e/ou EMS (Energy Managment Systems). Ambos os sistemas são as principais

fontes de informações disponíveis aos operadores do centro de operação e às ferramentas de

apoio a manutenção e operação, as quais possibilitam um diagnóstico online da falta.

Tipicamente, estes sistemas (SCADA e EMS) são compostos por computadores, que

realizam o processamento dos dados fornecidos pelos relés de proteção e também por

equipamentos de medição, relés e osciloperturbógrafos (ou oscilógrafos). Atualmente, estes

equipamentos são denominados IED’s (Intelligent Electronic Devices – Dispositivos

Eletrônicos Inteligentes).


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Os computadores que fazem parte dos sistemas SCADA e EMS são denominados

UTR`s (Unidades Terminais Remotas) e, normalmente, estão espalhados geograficamente

para coleta e envio dos dados das subestações e usinas, sistemas de comunicação e interfaces

homem-máquina.

As informações disponíveis aos operadores, tais como a seqüência de eventos e os

sinais de alarme e trip também são empregadas pelos engenheiros de proteção, para produção

de um diagnóstico offline mais preciso. Este diagnóstico tem como objetivo verificar a causa

da falha e o comportamento dos dispositivos de proteção, de forma a corrigir eventuais

discrepâncias, caso o comportamento não tenha sido adequado. Os engenheiros de proteção

também contam com informações coletadas pelos oscilógrafos ou pelos RDP’s (Registradores

Digitais de Perturbação). Este conjunto de dados é essencial para a avaliação da operação da

proteção.

Os sistemas atuais de automação de subestações de energia elétrica normalmente

consistem de equipamentos de diferentes fabricantes e gerações. Para possibilitar a

comunicação entre estes equipamentos normalmente se utiliza um conjunto de regras que

define o tipo das mensagens e a ordem que elas devem ser trocadas. Esse conjunto de regras é

conhecido como protocolo.

A comunicação entre equipamentos de diferentes fabricantes é difícil uma vez que

cada fabricante utiliza protocolos distintos. Para solucionar este problema pode-se proceder de

duas formas distintas: a primeira consiste na utilização de equipamentos, denominados

concentradores, responsáveis pela conversão entre os protocolos; a segunda consiste na

imposição de utilização de equipamentos com o mesmo protocolo de comunicação, o que,

possivelmente, implica o uso de equipamentos de um mesmo fabricante.

O objetivo principal de um protocolo, ou uma pilha de protocolos, é fazer com que

sistemas ou equipamentos, mesmo que tenham arquiteturas internas distintas, utilizem a


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mesma linguagem e assim consigam trocar informações. Porém, se não houver um consenso

que defina regras básicas que os protocolos de uma determinada aplicação devam seguir

(modelo de referência), é possível que soluções proprietárias sejam propostas. Dessa forma,

cada fabricante pode definir um protocolo específico para os seus produtos e isso pode

impedir a comunicação com equipamentos de outros fabricantes. Quando a comunicação

exige um grande número de protocolos esses são agrupados em funcionalidades formando

uma camada e o conjunto de camadas forma uma pilha de protocolos.

No começo dos anos 90 o projeto chamado UCA (Utility Communications

Architecture) começou a ser desenvolvido nos Estados Unidos no EPRI (Electric Power

Research Insitute) com o objetivo de desenvolver uma estrutura de comunicação em tempo

real comum a todas as empresas. Em 1995, três grupos de trabalho do Comitê Técnico TC57

da IEC (International Electrotechnical Comision) foram estabelecidos para preparar um

padrão para comunicação de sistemas em subestações. Este padrão é conhecido como “IEC-

61850 Redes de Comunicação e Sistemas em Subestações” – “IEC-61850 Communication

Networks and Systems in Substation”.

A norma IEC-61850 tem por objetivo a integração de equipamentos de diversos

fabricantes para a automação de usinas geradoras, subestações de transmissão e distribuição.

De um modo geral, esta norma define o modelo de dados e a pilha de protocolos a serem

empregados pelos diversos fabricantes.

1.2. Objetivos

O presente trabalho tem por objetivo testar a confiabilidade do protocolo IEC-61850,

focando mais especificamente a transmissão de dados via mensagens GOOSE como substituta

a ligação direta via cabo de entradas e saídas binárias das IED`s.


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Pretende-se realizar uma serie de testes para aferição dos tempos de reação de reles de

proteção de barra no bloqueio seletivo de desligamento de alimentadores no advento de

atuação devido a sobre corrente, utilizando duas montagens diferentes. Primeiramente

utilizando-se a arquitetura clássica, ligação direta via cabo de entradas e saídas binárias e

posteriormente através de uma conexão via rede IEC-61850, com a passagem de eventos via

mensagem GOOSE.


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2. Estrutura de uma Subestação de

Energia

2.1. Conceitos Básicos

O sistema elétrico de potência é composto por algumas partes com funções distintas.

Tudo começa com a geração da energia elétrica. A nossa volta existem várias formas

de energia primárias, tais como a energia cinética da água ou vento e energia térmica, que

podem ser utilizadas para produzir energia elétrica. Entretanto, na maioria das vezes as

plantas de geração de energia elétrica estão distantes dos centros consumidores tornando

necessária a utilização de um sistema de transmissão de energia. Assim que a energia chega

aos centros consumidores ela deve ser distribuída através de um sistema de distribuição.

Seja para a etapa de geração, transmissão ou distribuição necessitamos de subestações

de energia. Elas são responsáveis por diversas funções tais como elevar a tensão para a

transmissão, abaixar a tensão recebida para a distribuição ou fazer a interligação da malha

energética.

Nessas subestações é necessário um sistema de proteção para as faltas, tais como

curto-circuito, sobre corrente, sub tensão, etc, que venham a ocorrer, seja devido a fatores

externos, como intempéries climáticas, ou internas, como defeito nos equipamentos, também

é necessário um sistema de controle que irá comandar os diversos equipamentos na execução


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de manobras no sistema, por exemplo, transferir uma carga de uma linha de alimentação para

outra, ou para permitir o religamento de uma linha que foi desligada pelo sistema de proteção.

Fazendo a interface entre a subestação e os operadores, temos ainda, um sistema de

aquisição de dados e supervisão conhecido como SCADA que informa ao operador o estado

dos equipamentos da subestação bem como os valores de tensão e corrente medidos em

campo, além de permitir o controle d os equipamentos para a realização de manobras.

As medições dos valores de corrente e tensão na subestação são realizados pelos TCs -

transformadores de corrente - e TPs - transformador de potencial. Esses equipamentos são

mini transformadores que fornecem uma corrente ou tensão proporcionais aos valores

medidos em campo, assim isolando os equipamentos de controle e proteção das altas

correntes e tensões presentes na subestação.

Além da obtenção de dados da subestação é necessário que seja possível controlá-la,de

modo a tornar possível isolar as entradas e saídas de linha, os transformadores, as barras, etc,

sendo os equipamentos utilizados para tal ação os disjuntores e as seccionadoras. O disjuntor

tem a função de abrir o circuito sobre carga, enquanto a seccionadora é utilizada para

desconectá-lo, isolando-o das grandes tensões. A ultima não é projetada para abrir sobre

carga, não tendo a capacidade de extinguir o arco gerado, tal função e de responsabilidade do

disjuntor que opera de forma muito mais rápida, sendo o equipamento responsável pela

isolação inicial do circuito em caso de falha.

A figura 1 contem o Diagrama Unifilar de uma parte de uma subestação de

energia. Nela podemos ver os equipamentos acima citados. Nesse diagrama pode-se visualizar

o alimentador de uma linha de transmissão de 500 kV que dirigi-se para a subestação SE

Paracatu, outro alimentador de um transformador de 500 kV/345 kV nomeado como

transformador T4 e também um banco de indutores nomeado como 7RBZ.


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Figura 1 – Diagrama Unifilar do nível de tensão de 500 kV de uma subestação de energia

2.1.1. IED – Intelligent Eletronic Device

Na automação de subestações existem dispositivos inteligentes responsáveis por fazer

as funções de proteção e controle de modo automático, esses dispositivos são denominados

Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED – Intelligent Electronic Device) constituindo-se em

sua grande maioria por relés digitais.

Figura 2 - Relé digital de proteção.

A figura 2 mostra um relé digital de proteção. Tais equipamentos são dispositivos que


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recebem valores de corrente e tensão, dos TCs e TPs, e dados digitais do sistema (chamados

de pontos) e os processa de forma a tomar decisões relacionadas ao controle e proteção dos

equipamentos sob sua responsabilidade.

Como exemplo de proteção tem-se a abertura de uma linha por curto-circuito ou o

isolamento de um transformador por defeito interno e como exemplo de controle tem-se o

intertravamento da operação de uma seccionadora em função do estado do disjuntor.

2.1.2. Topologia

Usualmente separamos os diversos equipamentos que compõem uma subestação de

energia em 3 níveis: Processo, Bay e Subestação, conforme ilustrado na figura abaixo.

Figura 3 - Topologia dos equipamentos em uma subestação

No nível mais baixo se encontram os equipamentos de campo, tais como disjuntores,


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seccionadoras, TPs e TCs. Esses equipamentos enviam dados e são controlados pelos

dispositivos inteligentes do nível acima. Nesse nível tem-se, por exemplo, os relés de proteção

e controle e os medidores. No nível acima deste encontra-se a station unit, também conhecida

como unidade remota (RTU – Remote Terminal Unit). A RTU é um gateway de dados para a

qual os relés enviam os dados aquisitados, encapsulados em diversos protocolos, ela os

concentra e os retransmite, sendo que quando necessário os converte para outros protocolos.

Além da RTU, nesse nível também encontra-se uma, ou mais, IHM`s (Interface Homem-

Máquina) responsáveis por permitir ao operador a visualização do estado da subestação e seu

controle, de forma local. No nível superior temos sistema SCADA no centro de controle

obtendo dados através da RTU e disponibilizando-os para os operadores visualizarem o

estado da subestação e controlá-la remotamente.


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3. Redes de Comunicação em

Subestações de Energia

3.1. Introdução

Antes do surgimento da norma IEC-61850, o tipo de protocolo utilizado para a

comunicação com os equipamentos utilizados para o monitoramento, proteção e automação

de uma linha de transmissão dependia exclusivamente dos fabricantes destes equipamentos.

De um modo geral, os protocolos amplamente utilizados são:

DNP 3.0: é um padrão de telecomunicações para sistemas SCADA que define a

comunicação entre Estações Mestre, mostra o dado adquirido através de um software de

visualização e permite que o operador efetue tarefas de controle remoto, UTRs e IEDs.

IEC-60870-5-103/101/104: refere-se a uma coleção de padrões abertos produzidos

pela Comissão Internacional de Eletrotécnica, ou IEC, com descrições funcionais detalhadas

para telecontrole de equipamentos e sistemas em processos espalhados geograficamente, em

outras palavras, sistemas SCADA.

MODBUS: define uma estrutura de mensagens de comunicação usadas para transferir

dados discretos e analógicos entre dispositivos microprocessados com detecção e informação

de erros de transmissão.

PROFIBUS: define uma estrutura de mensagens de comunicação usadas para


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transferir dados, porém a mesma tem um tempo de atuação mais lento o que torna sua

aplicação em grande parte utilizada na Indústria.

Duas grandes deficiências destes protocolos são suas limitações regionais e restrição

com relação ao campo de aplicação. Como exemplos, é possível citar os protocolos DNP 3.0 e

IEC-60870-5-103/101/104. Enquanto o DNP 3.0 é amplamente utilizado em concessionárias

americanas de geração, transmissão e distribuição; o segundo restringe-se às concessionárias

européias, isso significa que os dois não conseguem se comunicar se acaso os equipamentos

forem exportados para os países que utilizam a outra tecnologia. Além disso, enquanto ambos

os protocolos são utilizados para a comunicação entre dispositivos de proteção, o MODBUS e

o PROFIBUS normalmente são utilizados para a comunicação entre dispositivos de

automação. Outra deficiência destes protocolos é a incompatibilidade entre si, o que resulta

nos problemas descritos no capítulo de introdução.

Neste contexto, surgiu a norma IEC-61850, que tem como objetivo principal

solucionar os problemas de comunicação entre dispositivos de diversos fabricantes. Sendo

assim, a norma IEC-61850 é a primeira que cobre todos os níveis de uma subestação de

energia, desde o nível de processo, passando pelo nível de bay, até o nível de estação.


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3.2. Redes Ontem, Hoje e Amanha

3.2.1. Ontem

No passado recente as redes de comunicação das subestações de energia careciam de

uma padronização consolidada, a figura abaixo mostra um esquema de comunicação usual em

uma subestação.

Figura 4 – Arquitetura de comunicação em uma subestação

É possível verificar que é necessária uma quantidade grande de protocolos de

comunicação de modo a atender as peculiaridades de cada função. Essa diversidade de

protocolos leva a um aumento significativo do custo com implementação e manutenção do

sistema.

É possível notar também que a interligação entre os equipamentos de campo e as IEDs

é feita através de muitos fios e isso, além de tornar mais caro a instalação e a manutenção


21

deixa o sistema mais vulnerável a falhas.

Estima-se que existam cerca de cinqüenta protocolos diferentes sendo utilizados no

mundo para fazer a comunicação dos equipamentos nas subestações. Foi necessária a criação

de um padrão internacional que contemplasse todas as necessidades existentes para que o

sistema ficasse mais simples e permitisse uma maior interoperabilidade dos diversos

dispositivos existentes feitos por diversos fabricantes e linhas de equipamentos.

3.2.2. Hoje

Com a utilização do novo padrão de comunicação IEC 61850, a diversidade de ontem

é substituída, hoje, por um único protocolo para todos os equipamentos da subestação. Dessa

forma, como pode ser visto na figura abaixo, tanto as IED`s como os computadores de IHM

são interligados na mesma rede Ethernet, assim possibilitando a troca direta de dados entre

todos os equipamentos, o que implica na possibilidade de distribuir-se a aquisição dos dados

entre os diversos equipamentos, ou seja, um ponto, que se faz necessário em duas IEDs, não

precisa ser levado do campo para via cabo, para cada uma delas, o mesmo pode ser aquisitado

em uma das IED`s e compartilhado via rede com a outra, assim acarretando numa diminuição

do número de cabos no pátio.


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Figura 5 - Arquitetura de comunicação em uma subestação com o protocolo IEC 61850

3.2.3. Amanha

A tendência para a comunicação em subestações é que os equipamentos de campo se

tornem inteligentes, ou seja, se tornem capazes de comunicar-se através de protocolo, no caso

IEC 61850-9-2, eliminando assim, a necessidade de uma grande quantidade de cabos indo do

pátio para a sala de controle. De modo à compatibilizar os equipamentos de campo que não

utilizam o padrão IEC 61850-9-2 e ligá-los da mesma forma que os equipamentos

inteligentes, existem dispositivos conhecidos como Unidades de Fusão (MU - Merging Units

) responsáveis por obter os dados analógicos e digitais e convertê-los para o protocolo IEC

61850-9-2. Esse conceito pode ser visto na figura abaixo.


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Figura 6 - Arquitetura de comunicação em uma subestação com o protocolo IEC 61850 sendo utilizado

para comunicação entre todos os níveis.

Pode-se ver que a enorme quantidade de cabos indo do pátio para a sala de controle é

drasticamente reduzida, alem de somente existir um padrão de comunicação em toda a

subestação, incluindo-se a comunicação com o centro de controle, que também segue o

padrão IEC 61850.


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4. Protocolo IEC61850

A norma IEC 61850 foi desenvolvida para ser um padrão de comunicação de

equipamentos dentro da subestação. O documento elaborado engloba praticamente todos os

aspectos da rede de comunicação em subestações. A estrutura resultante ficou dividida em 10

partes como mostra a tabela 1 abaixo.

Tabela 1 - Estrutura da norma IEC 61850

Além de especificar os elementos do protocolo de comunicação (como os bits são

transmitidos) a norma IEC 61850 também fornece um modelo para como os equipamentos de

subestações devem organizar os dados de modo a torná-los consistentes em diferentes tipos de

equipamentos, de diferentes fabricantes.

A norma utiliza um conceito diferente para estruturar os dados e serviços. Nesse

modelo, os diversos tipos de dados e serviços presentes na subestação são abstraídos e são

Parte Título1 Introduction and overview2 Glossary3 General requirements4 System and project management5 Communication requirements for functions and device models6 Configuration description language for communication in electrical substations related to IEDs7 Basic communication structure for substation and feeder equipment

7.1 Principles and models7.2 Abstract communication service interface (ACSI)7.3 Common data classes7.4 Compatible logical node classes and data classes8 Specific Communication Service Mapping (SCSM)

8.1 Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-39 Specific Communication Service Mapping (SCSM)

9.1 Sampled Values over Serial Unidirectional Multidrop Point-to-Point Link9.2 Sampled Values over ISO/IEC 8802-310 Conformance Testing


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criados objetos para cada tipo. A grande vantagem em fazer-se isso está no fato destes

objetos, ou seja, a estrutura de dados, ser independente do protocolo que está sendo utilizado

para a comunicação, possibilitando que posteriormente mapeie-se esses objetos sob o

protocolo escolhido.

Seguindo o modelo de abstração de dados, os objetos são compostos por “peças”

comuns a todos os equipamentos tais como, estado do equipamento (aberto ou fechado, por

exemplo), controle, medidas e medições. Essas peças comuns são denominadas de Classes de

Dados Comuns (CDC – Commom Data Classes).

Dada a definição de abstração de dados e serviços o passo final é de mapear os

serviços abstratos no protocolo escolhido. A norma define o mapeamento dos objetos de

dados e serviços na MMS (Manufacturing Messaging Specification) e também define o

mapeamento dos MSV (Sample Measured Values) ao frame de dados Ethernet.

Analisando esses conceitos de uma perspectiva de sistema, existe uma quantidade

muito grande de configurações que devem ser feitas de modo a implementá-los. A fim de

reduzir o tempo gasto com esse trabalho e ainda eliminar o erro humano foi definida uma

linguagem baseada em XML para a configuração. Essa linguagem foi denominada

Linguagem de Configuração de Subestações (SCL – Substation Configuration Language). Ela

permite uma descrição formal das relações entre os sistemas de automação presentes nas

subestações bem como como a subestação propriamente dita. Cada dispositivo deve fornecer

um arquivo SCL que descreve sua própria configuração.

Esse conceito pode ser ilustrado com a interligação de um TC a uma IED. A IED irá

ler o arquivo de configuração do TC e automaticamente designá-lo como uma unidade de

medição sem nenhum trabalho para o usuário.

O modelo utilizado no padrão IEC 61850 começa com o dispositivo físico. Esse

dispositivo é o que está conectado à rede. Ele está geralmente definido pelo seu endereço de


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rede. Dentro desses dispositivos podem existir um ou mais dispositivos lógicos. Como o

dispositivo físico acaba atuando como um gateway para diversos dispositivos ele se enquadra

no modelo de um concentrador de dados.

Cada dispositivo lógico pode conter vários nós lógicos, sendo esses, grupos de dados e

serviços associados às funções do sistema. Como exemplo, temos nós lógicos relacionados à

medição e nós relacionados às seccionadoras e aos disjuntores. Os nós lógicos podem conter

vários elementos de dados. Cada um desses elementos tem um nome único padronizado. Na

tabela abaixo temos um exemplo da estrutura de um nó lógico para um disjuntor que tem

como nome padronizado XCBR.

Tabela 2 - Estrutura do nó lógico do disjuntor (XCBR)

Pode-se analisar pela figura que há uma variedade de dados incluídos nessa classe de

dados. Pode se observar o atributo Loc para determinar se a operação é realizada em modo

local ou remoto, OpCnt para contar o número de operações, Pos para a posição, BlkOpn para

intertravamento do comando de abertura, BlkCls para intertravamento de comando de

fechamento e CBOpCap para indicar a condição de operação do disjuntor.

\


27

Figura 7 - Diagrama do modelo de dados da norma IEC 61850 para um disjuntor.

Cada elemento de dado pertencente a esse nó lógico está relacionado à especificação

de uma classe de dados comuns (CDC) de acordo com a norma. Cada uma dessas classes

descreve o tipo e a estrutura do dado dentro do nó lógico. Por exemplo, existem CDC`s para

informações de estado, informações de medições, informações de controle de estado e dados

analógicos. Cada CDC`s possui um nome definido e um grupo de atributos, cada qual com

um nome e propósito específico.


28

Para ilustrar melhor esse conceito, considerando o atributo Loc da figura acima, ele

pertence ao CDC SPS (Single Point Status), cuja estrutura pode ser vista na tabela abaixo:

Tabela 3 - Estrutura da classe de dados comuns, SPS (Single Point Status).

Da figura acima é possível observar que para o CDC SPS os campos de status da

informação são compostos pelo valor do estado propriamente dito (stVal), uma flag de

qualidade (q) e uma estampa de tempo (t).

O modelo definido pela norma IEC 61850 de um dispositivo é um modelo virtual que

começa com uma visão abstrata do dispositivo e os objetos relacionados a ele. Após isso o

modelo abstrato é mapeado para um protocolo específico baseado no MMS, TCP/IP e

Ethernet. Durante o processo de mapeamento dos objetos do IEC 61850 para o MMS, é

especificado um método para transformar o modelo de informação em um objeto MMS

nomeado, resultando em uma referência única e não ambígua para cada elemento de dado do

modelo. Por exemplo, se existe um dispositivo lógico chamado “IED1” consistindo de um

único nó lógico de disjuntor XCBR1 para o qual é desejado determinar se o disjuntor está no

modo remoto ou local de operação, tal objeto seria referenciado pelo seguinte nome:

IED1/XCBR1$ST$Loc$stVal


29

4.1. Mapeamento para protocolos

reais

O modelo abstrato de dados e objetos que a norma IEC 61850 emprega define um

método padronizado para a descrição de dispositivos de sistemas de potência que possibilitam

todas IEDs apresentar os dados usando uma estrutura idêntica diretamente relacionada às suas

respectivas funções no sistema de potência. O modelo de Interface Abstrata de Serviços de

Comunicação (ASCI - Abstract Communication Service Interface) da norma define um

conjunto de serviços e respostas a esses serviços que possibilita que todas as IED`s se

comportem de uma maneira idêntica de uma perspectiva de comportamento de rede. Enquanto

o modelo abstrato é vital para atingir essa interoperabilidade, esses modelos devem ser de

alguma forma mapeados para um conjunto real de protocolos que tenham implementação

prática e consistentes com o ambiente computacional comumente encontrado na área de

energia. A norma IEC 61850 mapeia os objetos e serviços para o protocolo MMS. A escolha

desse protocolo foi interessante pelo fato do mesmo suportar nomes complexos de objetos e

um vasto conjunto flexível de serviços tornando assim o mapeamento do padrão IEC 61850

mais direto e simples.

O mapeamento dos objetos e serviços IEC 61850 para MMS é baseado num

mapeamento de serviços onde um ou mais desses são designados como meio de

implementação dos vários serviços ASCI. O modelo de controle do ASCI, por exemplo, é

mapeado para o os serviços de leitura e escrita do protocolo MMS. O dispositivo lógico é

mapeado, por exemplo, para um domínio no protocolo MMS. As tabelas abaixo resumem esse

mapeamento.


30

IEC 61850 Objects MMS ObjectSERVER class Virtual Manufacturing Device LOGICAL DEVICE class DomainLOGICAL NODE class Named VariableDATA class Named VariableDATA-SET class x Named VariableSETTING-GROUP-CONTROL- Named VariableREPORT-CONTROL-BLOCK Named VariableLOG class JournalLOG-CONTROL-BLOCK class Named VariableGOOSE-CONTROL-BLOCK Named VariableGSSE-CONTROL-BLOCK class Named VariableCONTROL class Named VariableFiles Files

Tabela 4 - Mapeamento de objetos de dados de IEC 61850 para MMS.


31

IEC 61850 Services MMS ServicesLogicalDeviceDirectory GetNameListGetAllDataValues ReadGetDataValues ReadSetDataValues WriteGetDataDirectory GetnameListGetDataDefinition GetVariableAccessAttributesGetDataSetValues ReadSetDataSetValues WriteCreateDataSet CreatNamedVariableListDeleteDataSet DeletenamedVariableListGetDataSetDirectory GetNameListReport (Buffered and Unbuffered) InformationReportGetBRCBValues/GetURCBValues ReadSetBRCBValues/SetURCBValues WriteGetLCBValues ReadSetLCBValues WriteQuerryLogByTime ReadJournalQuerryLogAfter ReadJournalGetLogStatusValues GetJournalStatusSelect Read/WriteSelectWithValue Read/WriteCancel WriteOperate WriteCommand-Terminal WriteTimeActivated-Operate WriteGetFile FileOpen/FileRead/FileCloseSetFile ObtainFileDeleteFile FileDeleteGetFileAttributeValues FileDirectory

Tabela 5 - Mapeamento de serviços de IC 61850 para MMS.

4.2. GOOSE e SV

A norma IEC 61850 contempla, também, a comunicação peer-to-peer, onde uma IED

pode enviar dados diretamente à outra de uma forma mais rápida e confiavel. Segundo a

norma, existem dois tipos de comunicação peer-to-peer, sendo elas GOOSE (Generic Object

Oriented Substation Event) e SV (Sampled Values).

As mensagens GOOSE foram especificadas de forma a criar uma maneira flexível de


32

enviar mensagens com alta prioridade de maneira confiável e rápida. Esse meio de

comunicação permite a transmissão de eventos relacionados à subestação tais como comandos

de trip, intertravamentos e alarmes.

O mecanismo de distribuição das mensagens de GOOSE é baseado no modelo de

Multicast. Segundo esse modelo, quando uma IED percebe uma mudança no estado dos

pontos especificados ela envia uma mensagem de GOOSE para a rede, de modo que todos os

equipamentos ligados a mesma poderiam receber essa informação.

Para que um dispositivo possa utilizar essa informação é necessário que ele tenha sido

configurado para isso, ou seja, o modelo de mensagens GOOSE segue o mecanismo de

distribuição Publisher/Subscriber, segundo esse mecanismo, quando o dispositivo (Publisher)

deseja enviar alguma informação, ele a publica na rede e apenas os dispositivos que estão

configurados para recebê-la irão receber e os que não estão configurados para isso, por sua

vez, irão ignorar a mensagem.

Figura 8 - Envio de mensagem GOOSE Multicast.

As mensagens de GOOSE contêm informações que permitem ao dispositivo que as

está recebendo saber que o estado de determinado ponto foi alterado e o tempo em que isso

ocorreu.

Devido ao fato de as mensagens de GOOSE estarem relacionadas a informações muito

importantes do sistema, a norma IEC 61850 definiu os requisitos de desempenho de uma


33

maneira muito rígida. Um dos requisitos mais importantes desse tipo de mensagem é a

garantia de entrega. Mas como garantir que os dispositivos configurados para receber essa

mensagem irão recebê-la se no modelo de multicast não há confirmação de recebimento?

Realmente, somente baseando-se no modelo de comunicação, não há como o

dispositivo que emitiu a mensagem saber se os dispositivos que deveriam recebê-la de fato o

fizeram, poré, se estes estiverem funcionando a probabilidade de recebê-la é muito grande

devido ao mecanismo de repetição de envio adotado nas mensagens GOOSE.

Cada mensagem enviada é repetida enquanto o estado persistir. Primeiramente,

quando a mensagem é enviada ela deve permanecer “viva” durante um certo período de

tempo conhecido como “Hold Time”. Após esse tempo, a mensagem passa a ser repetida em

intervalos crescente de tempo até um intervalo máximo, onde a repetição se estabiliza. Essa

repetição perdura até o momento em que os estado do ponto muda novamente, reiniciando o

processo. Além de garantir que até os dispositivos que ficaram ativos após a ocorrência do

evento possam receber a mensagem, esse mecanismo de repetição, por ser periódico, pode ser

utilizado para fazer um diagnóstico do link de comunicação entre os dispositivos.

Figura 9 – Mecanismo de Repetição de Mensagens GOOSE.

1ms 2ms 4ms 8ms


34

A figura acima ilustra uma mensagem GOOSE configurada com o menor tempo de

retransmissão em 1ms e o maior em 8ms, sendo que o menor tempo sempre ocorre quando o

ponto muda de valor, e cresce exponencialmente até alcançar o limite máximo configurado,

que neste caso é 8ms.

A estrutura de uma mensagem de GOOSE pode ser vista na figura abaixo.

Parameter Name Parameter type Value/ Value range / ExplanationDataSet ObjectReference Value from the instance of GoCBAppID VISIBLE Value from the instance of GoCBGoCBRef ObjectReference Value from the instance of GoCBT EntryTimeStNum INT32USqNum INT32UTest BOOLEAN (TRUE) test | (FALSE) no-testConfRev INT32U Va,ue from instance og GoCBNdsCom BOOLEAN Value from instance of CoGBGOOSEData [1..n] Named VariableValue (*) (*) type depends on common data

GOOSE Message

Tabela 6 – Estrutura da Mensagem GOOSE.

Nessa tabela podemos encontrar os seguintes elementos:

- DatSet: Nesse parâmetro é armazenado a referência ao conjunto de dados cujo

valores serão transmitidos.

- AppId: Esse valor corresponde ao identificador do dispositivo lógico (Logical

Device).

- GoCBRef: Esse valor faz referência ao GOOSE Control Block (GoCB).

- T: Estampa de tempo para o momento em que o atributo StNum foi incrementado.

- StNum: Esse parâmetro corresponde o número do estado e é incrementado toda vez

que uma mensagem GOOSE é enviada e é detectada uma variação nos valores do conjunto de

dados especificados por DatSet.

- SqNum: Parâmetro que é incrementado toda vez que uma mensagem de GOOSE é

enviada. Corresponde a um número de seqüência e é utilizado para determinar o hold time da


35

mensagem, ou seja, a mensagem deve ser enviada até que esse número atinja um determinado

valor, só então ela começara a ser enviada em intervalos crescentes de tempo. Quando isso

ocorre o parâmetro éStNum é incrementado.

- Test: Esse parâmetro indica se a mensagem está sendo utilizado para fins de teste ou

operacionais.

- ConfRev: O parâmetro de revisão de configuração é alterado toda vez que a

configuração do conjunto de dados apontado pelo DatSet é alterada.

- NdsCom: O parâmetro Needs Comissioning indica que o GoCB necessita ser

configurado.

- GOOSEData [1..n]: Informação definida pelo usuário que será incluída nas

mensagens de GOOSE.

- Value: Parâmetro que contém o valor do membro do conjunto de dados referenciado

pelo GoCB.

Dado essa característica de comunicação em que os dispositivos fazem o multicasting

de suas mensagens deve-se prever um mecanismo que evite a colisão de dados na rede, ou

seja, que dois dispositivos tentem emitir dados ao mesmo tempo. O mecanismo proposto foi a

de utilização de uma rede full-duplex, onde existe uma porta para recepção e outra para

transmissão de dados, baseada no padrão IEEE 802.3x.

Outro ponto que deve ser levado em consideração é como garantir que as mensagens

críticas sejam entregues em períodos de alto carregamento da rede?

Através do padrão IEEE 802.1p é possível classificar (tagging) as mensagens de

acordo com suas prioridades em relação ao sistema. Dessa maneira, mensagens mais críticas

são transmitidas assim que chegam ao switch, independentemente de haver mensagens menos

críticas sendo transmitidas. A figura abaixo mostra como funciona esse processo.


36

Figura 10 – Priorização das mensagem GOOSE.

Mesmo com a priorização de mensagens GOOSE, surge uma dúvida com relação ao

fato de juntar-se vários dispositivos enviando mensagens GOOSE, assim tornando o sistema

lento da mesma maneira. De modo a segregar o tráfego de dados entre os dispositivos para

medição e os dispositivos para controle em tempo real utilizou-se o conceito de redes virtuais

(VLAN`s - Virtual LAN`s) do padrão IEEE 802.1Q onde os dispositivos apesar de estarem na

mesma rede física estão reagrupados em diferentes redes virtuais independentes.

Figura 11 – Redes Virtuais (VLAN`s).

Concomitantemente a todas as características mencionadas existe um outro ponto


37

muito importante que é a confiabilidade da rede, como garantir que quando um cabo ou um

switch apresentem problema as mensagens não deixem de ser entregues?

Para responder a essa pergunta, a seguir serão apresentados as principais arquiteturas

de sistema utilizadas para comunicação seguindo o padrão IEC 61850.

1. Arquiteturaemcascata:

Figura 12 – Representação de Arquitetura em Cascata.

Essa arquitetura é a que apresenta o menor preço, entretanto é a que apresenta a maior

latência e vulnerabilidade.

Para que a mensagem seja enviada de um dispositivo ligado a um switch a outro em

outro switch deve-se considerar o tempo gasto para que a mensagem passe de um switch e

outro. Sendo assim, o número de switches possíveis nessa arquitetura é determinado em

função do pior caso em que uma IED no switch 1 deseja enviar uma mensagem para uma IED

no switch N.

Assim, dado que para cada passagem (“hop”) de um switch para outro gasta-se

usualmente 5µs mais o tempo para a transmissão do frame, e considerando um frame de 64

byte (512 bits) e uma rede de 100 Mbps teremos:

Latência por hop = 5µs + 5.12µs = 10.12µs

Com isso sabendo-se a latência máxima permitida é possível determinar o número N


38

máximo de switches permitidos nessa rede.

2. ArquiteturaemEstrela:

Figura 13 – Representação de Arquitetura em Estrela.

Essa arquitetura apresenta a menor latência possível, utilizando apenas dois hops para

transmitir mensagem entre qualquer dois relés presentes na rede.

Um grande problema dela também é a vulnerabilidade, sendo que uma falha no switch

de backbone isola todos os demais switches.

3. ArquiteturaemAnel:


39

Figura 14 – Representação de Arquitetura em Anel

Essa arquitetura é similar à primeira arquitetura mostrada, entretanto, por possuir um

switch (N) fechando o canal de comunicação entre os demais switches ligados à IEDs é

possível que a mensagem chegue aos dispositivos por dois caminhos diferentes, como pode

ser visto na figura acima. Isso diminui a vulnerabilidade à perda de um link de comunicação.

Nesse tipo de arquitetura, devido à utilização do padrão IEEE 802.1w a rede é

rapidamente reconfigurada. Essa propriedade é denominada Rapid Spanning Tree.


40

4. Arquiteturaemestrelacomredundância.

Para manter a característica de baixa latência da rede em estrela melhorando,

entretanto, sua vulnerabilidade a perda do backbone, pode-se utilizar a mesma arquitetura

com redundância do backbone.

Figura 15 – Representação de Arquitetura em Estrela com Redundância.

Como pode ser concluído da imagem mostrada acima, ainda são necessários apenas

dois hops para a transmissão de mensagens entre quaisquer duas IEDs a queda de um

backbone ou uplink não compromete a rede.


41

5. ArquiteturaHíbrida.

De modo a aumentar a confiabilidade da rede é possível combinar as arquiteturas

acima descritas. Como exemplo, temos a seguinte arquitetura:

Figura 16 – Representação de Arqutetura Hibrida.

Nessa arquitetura, como pode ser visto são toleradas faltas de diversos tipos.

4.3. IEC61850 – Benefícios

Para que os padrões utilizados sejam substituídos pelo padrão proposto é necessário

que este apresente uma melhora significativa do ponto de vista de implementação do sistema

tanto operacionalmente como financeiramente.

Entre os maiores benefícios que a norma traz encontra-se:

• O novo padrão é compatível com todas as funções presentes em subestações

sejam elas referentes a controle, proteção ou supervisão.

• O padrão IEC 61850 é internacional e reconhecido pelos maiores fabricantes


42

de produtos para o setor. Desta maneira será possível aumentar a

interoperabilidade dos equipamentos, diminuindo assim os custos com a

integração com diferentes tipos de produtos e fabricantes.

• Esse padrão é feito para resistir ao rápido avanço tecnológico inerente a área de

automação de sistemas de potência. Isso é possível graças ao modelo de

abstração de dados e serviços presentes na subestação, separando-os, assim,

dos protocolos utilizados para comunicação. Essa característica protege os

investimentos feitos para atualização do sistema.

• Possui uma flexibilidade com relação à arquitetura do sistema, o que permite

sistemas otimizados para funções específicas.

• Auxilia no desenvolvimento e manutenção do sistema através da linguagem de

configuração do sistema (SCL) baseada em XML.

• Utiliza componentes de comunicação comercialmente disponíveis através da

utilização da rede ethernet.


43

5. Metodologia

5.1. Introdução

Como anteriormente dito, um dos principais benefícios que o IEC 61850 traz é o fato

de ser possível obter valores através da rede, necessitando assim de menos entradas e saídas

nos dispositivos. Isso pode ser claramente visto em um exemplo de seletividade de atuação de

proteção.

A abaixo mostra um diagrama de parte de uma subestação onde será feito o estudo da

seletividade por GOOSE.

Figura 17 – Diagrama Unifilar de parte de uma subestação.

Seja a falta F1 conforme mostrado na figura. Tanto o relé denominado IED-A como o

relé denominado IED-C irão enxergar-la, entretanto se a IED-A atuar abrindo o disjuntor


44

DJ52.A todos os alimentadores ligados à barra irão ficar sem energia. Como a IED-C está

mais perto da falta ela que deve atuar abrindo o disjuntor DJ52.C isolando, assim, apenas a

parte direita da barra. De modo a que isso ocorra é necessário que a IED-C avise a IED-A que

ela captou a falha e deu início na função de proteção (evento esse conhecido como pick-up).

Isso é conhecido como seletividade de proteção. O modo convencional de se realizar isso é

ligar as duas IED`s por binárias de saída e entrada digitais. Esse método, entretanto, pode

necessitar muitas binárias, aumentando muito o custo de implementação e manutenção. Se,

por exemplo, a barra estiver com 15 alimentadores, o número de ligações entre os relés de

modo que ele possa avisar os outros que está em pick-up é de 105 ligações!

Com a utilização do protocolo IEC 61850 e mensagens GOOSE esse problema é

eliminado visto que o a mensagem GOOSE é distribuída por multicast na rede. Assim, não

importa quantos relés tenham que ser bloqueados, o relé que assume a proteção só precisa

enviar uma mensagem.

Segundo a norma IEC 61850 a medição do tempo de uma mensagem deve ser

considerada como a diferença entre o tempo em que o dispositivo emissor coloca a mensagem

no topo da pilha de transmissão até o momento em que o dispositivo destinatário pega o dado

de sua pilha de recepção.


45

Figura 18 - Definição de tempo de envio de uma mensagem GOOSE.

O processamento de funções de proteção e tempo gasto com as saídas e entradas

digitais não estão considerados nesse tempo como mostra a figura 3.

Figura 19 - Diagrama de tempos para envio de mensagens GOOSE.

O teste realizado busca analisar os tempos envolvidos no envio de mensagens em


46

situações de proteção bem como entender o processo de envio de mensagens GOOSE.

5.2. Testes

Os testes descritos abaixo foram realizados no laboratório da Siemens Jundiaí com os

relés de proteção da linha SIPROTEC 4. Estes testes visam confirmar os tempos ta, tb e tc

entre os processadores de comunicação. Não esta contemplada a analise de tempos do

processamento da proteção dentro da CPU, visto que este tempo varia conforme a função de

proteção associada ao modelo do rele (IED).

O sistema simula o envio de um bloqueio de proteção de um relé para outro conforme

descrito na parte anterior.

Foram realizados dois testes que visam confirmar a independência do processador de

comunicação da unidade central de processamento CPU, responsável pelas funções de

proteção.

5.2.1. Teste 1

Durante os testes os reles não se encontram em pick-up, não executando algoritmos de

proteção.

Para checar os tempos acima relatados (ta, tb e tc), utilizou-se dois reles

interconectados através de um switch da RUGGEDCOM por meio de fibra óticas, sendo que

os mesmos estão sincronizados por um servidor SNTP, que por sua vez se encontra ajustado

em tempo real a um GPS Reason.


47

IEC 61850

ANTENA

ETHERNET

ETHERNET

Figura 20 – Esquema de Ligação para o teste das mensagens GOOSE sem utilização de binárias.

Um dos reles foi configurado para o envio de uma informação GOOSE, associada a

uma tecla F1 sendo que o outro rele foi configurado para receber esta informação e reportar

no log de eventos dele.

Os tempos foram constatados por meio da leitura dos LOG de eventos de cada um dos

reles, alem da captura de mensagens via ETHEREAL (software para analise de redes).

Posteriormente, de modo a comparar o tempo do envio de bloqueio de proteção por

GOOSE e por binárias digitais, os relés foram ligados por fios de modo que a tecla F1

também atua uma saída que está ligada em uma entrada do outro relé.


48

Sinal Elétrico

ANTENA

ETHERNET

ETHERNET

SWITCH

7SJ64 7SJ64

BO BI

Figura 21 – Esquema de Ligação para o teste de seletividade através de binárias de entrada e saída.

5.2.2. Teste 2

Durante os testes os reles se encontram em pick-up, executando algoritmos de

proteção.

Para checar a dependência do tempo total de transferência entre os reles de proteção,

quando os mesmos encontram-se em pick-up, foi utilizada uma mala de testes do tipo

OMICRON, dois reles da linha SIPROTEC, interconectados através do switch da

RUGGEDCOM por meio de fibra óticas, sendo que os mesmos estão sincronizados por um

servidor SNTP. O circuito de corrente foi conectado em ambos os reles. Foi injetada uma

corrente de falta para simular o pick-up da função de proteção.


49

Um dos reles foi configurado para o envio de uma informação GOOSE, associado ao

pick-up da função de sobre-corrente instantânea sendo que o outro rele foi configurado para

receber esta informação e bloqueá-la registrando-a no log de eventos.

Os tempos foram constatados por meio da leitura dos LOG de eventos de cada um dos

reles, alem da captura de mensagens via ETHEREAL (software para analise de redes).

Posteriormente, de modo a comparar o tempo do envio de bloqueio de proteção por

GOOSE e por binárias digitais, os relés foram ligados por fios de modo que o evento de pick-

up da função de sobre-corrente instantânea também atua uma saída que está ligada em uma

entrada do outro relé.


50

6. Resultados

6.1. Teste 1

• Tempo estampado no envio da informação (Figura 20): 17:33:53.571

• Tempo estampado no recebimento da informação (Figura 21): 17:33:53.575

A diferença dos tempos acima correspondem a 4 ms, sendo que este tempo inclui não

somente os tempos ta, tb e tc conforme a norma, mas também inclui os tempos de

processamento dos reles de proteção (tpa e tpc, respectivamente).

Com software ETHEREAL (Figura 22) foi possível detectar a informação do frame

ethernet com informação GOOSE no instante que foi disponibilizada no barramento do switch

como pode ser visto na figura. Este tempo foi medido com sendo:

• Tempo de disponibilização da informação no barramento (Figura 6): 53.574

Desta foi possível detectar o tempo ta + tpa: 2ms, sendo tpa aproximadamente 0ms.

Esta é a diferença entre os tempos detectados na figura 20 e na figura 22.


51

Figura 22 - Log constatando o envio de informações GOOSE associada à tecla F1.

Figura 203 - Log para constatar a recepção da informação GOOSE.


52

Figura 214 - ETHEREAL, indica o momento em que a mensagem está pronta para formar o quadro

ethernet conforme a norma, após tpa (processamento interno da CPU de proteção).

Com relação ao tempo de bloqueio por binárias temos os seguintes valores:

• Tempo estampado de envio da informação (Figura 23): 19:44:51.730

• Tempo estampado recebimento da informação (Figura 24): 19:44:51.741

Como pode ser visto o tempo de bloqueio por binárias é de 11ms.


53

Figura 225 - Log para constatação do tempo em que a saída foi atuada.

Figura 236 - Log para constatação do tempo em que o relé de destino reconheceu o bloqueio.


54

6.2. Teste 2

• Tempo estampado de envio da informação (Figura 25): 18:51:12.229


A diferença dos tempos acima correspondem a 10 ms, sendo que este tempo inclui não

somente os tempos ta, tb e tc conforme a norma, mas também inclui os tempos de

processamento dos reles de proteção (tpa e tpc).

Com ETHEREAL (Figura 27) foi possível detectar a informação do frame ethernet

com informação GOOSE no instante que foi disponibilizada no barramento do switch. Este

tempo foi medido com sendo:

• Tempo de disponibilização da informação no barramento (Figura 28): 12.238

Desta forma conseguimos detectar o tempo ta + tpa: 9ms, sendo tpa aproximadamente

8ms. Esta é a diferença entre os tempos detectados na figura 9 e figura 11.

Figura 247 - Log para constatar o envio da informação de GOOSE associada ao pick-up do relé de envio.


55

Figura 258 - Log para constatar a recepção da informação GOOSE associada ao pick-up do relé de envio

e bloqueio da função no relé de recepção.

Podemos ver pelo Ethereal que a estampa do GOOSE no momento em que o relé

consegue colocar no frame, para o relé que recebe, é de apenas 1ms.

Figura 269 - ETHEREAL, indica o momento em que a mensagem está pronta para formar o quadro

ethernet conforme a norma, após tpa (processamento interno da CPU de proteção).

Com relação ao tempo de bloqueio por binárias temos os seguinte valores:

• Tempo estampado envio da informação (Figura 28): 19:44:35.216


Como pode ser visto o tempo de bloqueio por binárias é de 10ms.


56

Figura 30 – Log para constatação do tempo em que a saída foi atuada.

Figura 31 - Log para constatação do tempo em que o relé de destino reconheceu o bloqueio.


57

7. Conclusão

Neste trabalho, foi inicialmente abordado, o protocolo IEC-61850, dando um foco

maior para a aplicação de mensagens GOOSE para a comunicação de eventos de proteção e

controle, após estudos e pesquisas com profissionais da área, seus critérios, funcionamento e

benefícios para o sistema, quando estes são utilizados nos sistemas de potencia.

Com base nos testes realizados durante todo o desenvolvimento deste trabalho, pode-

se concluir que a utilização de um protocolo padrão, aceito mundialmente somente trará

benefícios para os sistemas elétricos de potencia, gerando uma redução de custos de

implementação, manutenção e, principalmente, expansão.

Pode-se também concluir, com certas ressalvas, que as mensagens GOOSE são um

substituiu viável para as ligações diretas, via BO e BI, para a transmissão de eventos

importantes dentro das subestações. Nos testes tivemos que a atuação por binárias não se

alterou com o processamento de funções de proteção pela CPU, mantendo-se em torno de

10ms, porém o tempo de envio de mensagens GOOSE aumentou de 4ms para 10ms, embora,

ainda atue ao mesmo tempo em que a binária, pode-se extrapolar que caso uma outra função

de proteção estivesse em execução, possivelmente esse tempo seria.degradado devido ao fato

da prioridade do relé ser o processamento das funções de proteção.


58

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