automaÇÃo de subestaÇÕes conforme norma
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Guarulhos 2017
VINICIUS RIOS DA SILVA
AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES CONFORME NORMA IEC61850:
Revisando conceitos para arquiteturas de rede conforme a evolução dos protocolos de comunicação.
Guarulhos
2017
NOME DO(S) AUTOR(ES) EM ORDEM ALFABÉTICA
AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES CONFORME NORMA IEC61850:
Revisando conceitos para arquiteturas de rede conforme a evolução dos protocolos de comunicação.
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Faculdade Anhanguera de Guarulhos, como requisito parcial para a obtenção do título de graduado em Engenharia Elétrica.
Orientador: Marco Deritti
VINICIUS RIOS DA SILVA
AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES CONFORME NORMA IEC61850:
Revisando conceitos para arquiteturas de rede conforme a evolução dos protocolos de comunicação.
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Faculdade Anhanguera de Guarulhos, como requisito parcial para a obtenção do título de graduado em Engenharia Elétrica.
Aprovado em: __/__/____
BANCA EXAMINADORA
Prof. Especialista André Albuquerque
Prof. Especialista Eduardo Bonamini
Prof. Especialista Eduardo dos Santos D’Elia
Dedico este trabalho a minha mãe Maria
Ceilhanes da Silva, que me mostrou a
importância de nunca perder a esperança
em nossos sonhos.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a todos que me ajudaram na
elaboração deste trabalho: Em especial
meu ex-coordenador Julio Oliveira, que me
introduziu o conceito e definições da norma
IEC 61850.
Silva, Vinicius Rios. Automação De Subestações Conforme Norma IEC 61850: Revisando conceitos para arquiteturas de rede conforme a evolução dos protocolos de comunicação. 2017. 32 folhas. Trabalho de Conclusão de Curso (Engenharia Elétrica) – Faculdade Anhanguera, Guarulhos, 2017.
RESUMO
Com o avanço da digitalização de subestações através de relés de proteção inteligentes e sistemas supervisórios capazes de operar os equipamentos de alta tensão dentro da casa de comando, surgiu o problema dos protocolos exclusivos de cada fabricante, ocasionando assim a falta de comunicação entre equipamentos de fabricantes diferentes. Após anos de estudos sobre o tema, a International Eletrotechnical Comission definiu a forma de comunicação entre relés de proteção e sistemas supervisórios através da norma IEC 61850. Com a norma IEC 61850, concessionárias de energia e clientes industriais, não precisam ficar dependentes de um determinado fabricante, afinal o principal intuito da norma é a padronização dos protocolos. A grande missão dos fabricantes foi conseguir remodelar seus equipamentos para atendimento a norma IEC 61850, essa mudança impactou em hardware, software e conceitos de comunicação totalmente novos para a parte de subestações elétricas. Esse trabalho tem o objetivo de mostrar os efeitos positivos que a introdução da norma IEC 61850 trouxe para o mercado elétrico, permitindo que concessionárias de energia e clientes industriais possam ser livres para escolherem equipamentos que atendam as necessidas elétricas, independente de protocolos de comunicação. A metodologia deste trabalho foi uma revisão de literatura, que teve como base a pesquisa, com junção bibliográfica e outros materiais que se encontram disponíveis. Reunindo os fatos citados, o trabalho foi capaz de concluir que a norma IEC 61850 conseguiu atualizar a forma de comunicação entre equipamentos de proteção, controle e supervisão de subestações, permitindo uma rede que seja indepedente de fabricante.
Palavras-chave: IEC 61850; IED; Sistema Supervisório; Relés de Proteção; Subestação Elétrica, GOOSE, MicroScada, SAGE, UTR.
Silva, Vinicius Rios. Substations Automation According to IEC 61850: Reviewing concepts for network architectures according to the evolution of the communication protocols. 2017. 32. Graduation Final Work (Electrical Engineering) – Anhanguera University, Guarulhos, 2017.
ABSTRACT
With the progress of digital substations through intelligent protection relays and supervisory systems able to operate the high voltage equipment inside the control house, the problem of the exclusive protocols of each manufacturer growth, causing the lack of communication between equipment of different manufacturers. After years of studies on the subject, the International Electro technical Commission has defined the form of communication between protection relays and supervisory systems through the IEC 61850 standard. With the IEC 61850 standard, power utilities and industrial customers do not need to be dependent on a particular manufacturer, after all the main purpose of the standard is the standardization of the protocols. The great mission of the manufacturers was to be able to remodel their equipment to meet the IEC 61850 standard, this change impacted on totally new hardware, software and communication concepts for the part of electrical substations. This work has the objective of showing the positive effects that the introduction of the IEC 61850 standard has brought to the electric market, allowing power utilities and industrial customers to be free to choose equipment that meets the electrical needs, regardless of communication protocols. The methodology of this work was a review of the literature, which was based on the research, with bibliographical junction and other materials that are available. The work was able to conclude that the IEC 61850 standard was able to update the way of communication between substation protection, control and supervision equipment, allowing a network that is independent of the manufacturer.
Key-words: IEC 61850; IED; Supervision System; Protection Relays; Electrical Substation, GOOSE, MicroScada, SAGE, RTU.
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
IEC International Eletrotechnical Comission
IED Intelligent Electronic Device
EPRI Electric Power Research Institute
CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
LAN Local Area Network
WAN Wide Area Network
GOOSE Generic Object Oriented Substation Event
MMS Manufacturing Message Specification
SV Sampled Values
Hz Hertz
TP Transformador de Potencial
TC Transformador de Corrente
SE Subestação Elétrica
UTR Unidade Terminal Remota
SPCS Sistema de Proteção, Controle e Supervisão
MW Mega watts
TWh Terawatt-hora
GWh Giga watt-hora
kV kilo Volts
kW kilo Watts
MJ Megajoules
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ONS Operador Nacional de Sistema Elétrico
ANSI American National Standards Institute
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 13
1. O CONCEITO DA NORMA IEC 61850 .............................................................. 16
1.1 A URGÊNCIA DE UM NOVO PADRÃO ............................................................................................... 17
1.2 INTEROPERABILIDADE .................................................................................................................. 17
1.3 ARQUITETURA LIVRE ................................................................................................................... 18
1.4 ESTABILIDADE DE LONGA DURAÇÃO.............................................................................................. 18
1.5 A ABORDAGEM BÁSICA DA IEC 61850 .......................................................................................... 19
1.6 O MODELO DE DADO POR OBJETO-ORIENTADO .............................................................................. 19
1.7 OS SERVIÇOS DO MODELO DE DADOS ........................................................................................... 20
1.8 REQUISITOS DE PERFORMANCE ................................................................................................... 21
2. IEC 61850 NA PRÁTICA ................................................................................... 22
2.1 EXPLORANDO A IMPLEMENTAÇÃO GENUÍNA DA IEC 61850 ............................................................ 22
2.2 A TRANSFORMAÇÃO DOS IEDS .................................................................................................... 23
2.2.1 A performance de um IED Genuíno ................................................................................ 24 2.2.2 Engenharia do sistema .................................................................................................... 27
2.3 TESTANDO E UTILIZANDO IEDS CONFORME IEC 61850 ................................................................. 27
3. PRÓXIMA GERAÇÃO DE SUBESTAÇÕES ..................................................... 28
3.1 LINGUAGEM DE CONFIGURAÇÃO DA SUBESTAÇÃO (SCL) ............................................................... 28
3.2 TESTE DE CONFORMIDADE ........................................................................................................... 29
3.3 FERRAMENTAS VISUALIZAM APLICAÇÕES ...................................................................................... 29
3.4 O CAMINHO CRESCENTE .............................................................................................................. 30
4. CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................................................... 33
13
INTRODUÇÃO
Por que os fabricantes de sistemas de automação de subestações elétricas são
obrigados a utilizar equipamentos altermativos como conversores ou gastar horas de
retrabalho para integrar a parte nova do sistema com a parte existente?
Obrigar os fabricantes do sistema de automação de subestações elétricas a
utilizar equipamentos alternativos ou de uma determinada marca para realizar uma
comunicação ou inserir na arquitetura conversores para estabelecer essa
comunicação de uma forma alternativa foi o grande problema de pesquisa deste
trabalho. Com o avanço da tecnologia dos equipamentos de proteção e controle, a
forma de comunicação desses equipamentos também evoluiu, cada fabricante
desenvolveu seu tipo de comunicação, impossibilitando assim que quando uma
subestação tivesse a integração de seus equipamentos com de fabricante diferentes,
o resposável por essa comunicação fosse obrigado a utilizar um meio alternativo para
realizar essa integração, como um conversor, por exemplo, com a introdução da
norma IEC 61850, esse problema foi eliminado, o grande trunfo da norma é definir os
parâmetros, meios de comunicação e como os itens que compõem a arquitetura do
sistema serão projetados.
O objetivo geral deste trabalho foi revisar e explorar os conceitos da norma IEC
61850, na qual determina como será o tipo de comunicação do sistema de proteção,
controle e supervisão da subestação elétrica, possibilitando assim que não se tenha
problemas durante o desenvolvimento de uma arquitetura que irá se comunicar com
um sistema existente, esse objetivo se demonstra no decorrer do trabalho através da
comparação de arquiteturas antes da norma e após a norma, possibilitando assim a
indentificação dos aspectos que beneficiaram o sistema de proteção, controle e
supervisão da subestação, tornando a arquitetura menos poluída, retirando a
obrigatoriedade de equipamentos auxiliares como conversores, por exemplo, trazendo
ganhos para a parte elétrico do sistema elétrico e para o cliente, seja uma
concessionária de energia ou uma indústria.
O trabalho possui três objetivos específicos, sendo o primeiro deles demonstrar
os conceitos da norma IEC61850, identificando os principais aspectos introduzidos ao
sistema de proteção, controle e supervisão através da norma, critérios melhorados e
novas características dos equipamentos que compõem a arquitetura de rede. O
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segundo objetivo específico consiste em explorar os critérios de uma arquitetura de
proteção, controle e supervisão, identificando os parâmetros necessários para o
funcionamento da solução atendendo os requisitos estabelecidos pela norma,
características da programação de toda parte lógica do sistema, hardware e
comunicação. O terceiro objetivo específico consiste em apresentar os ganhos obtidos
com a introdução da norma IEC 61850, permitindo que o proprietário da subestação
elétrica tenha do fabricante uma solução que integre o sistema de proteção, controle
e supervisão existente com um novo sistema, sem a necessidade de equipamentos
auxiliares como conversores, como por exemplo, e principalmente consiga ter uma
rede que funcione de forma integrada, garantindo que todos os equipamentos estão
se comunicando, possibilitando uma percepção mais rápida de falha no sistema
elétrico.
Foi realizada uma revisão de literatura com base na norma IEC 61850, com
junção bibliográfica e outros materiais do setor elétrico, todos que se encontram
disponíveis ao final do trabalho, permitindo ao leitor a revisão dos conceitos presentes
na norma assim como a melhor perspectiva das mudanças introduzidas com os
critérios da norma IEC 61850.
O conceito de automação de uma subestação elétrica, representa visualizar e
controlar grandezas elétricas relacionadas a transmissão e distribuição de energia
elétrica. As medições realizadas na automação de uma subestação são de tensões,
correntes, potências ativas, reativas e os estados (fechado/aberto) dos equipamentos
de pátio (disjuntores e chaves seccionadoras).
As subestações elétricas vem sendo executadas desde o final do século XIX,
sendo que no Brasil existem mais de 1000 subestações elétricas.
Existem nas subestações elétricas várias gerações diferentes de tecnologia, na
qual são modificadas conforme a necessidade de uma indústria ou concessionária de
energia. Cada geração atende a uma necessidade, sendo reunidas a parte já
existente, criando assim a “Ilha de dados”.
Uma “Ilha de dados” possui características próprias, na qual é de propriedade
do fabricante daqueles equipamentos que fazem parte dela.
Além disso, a parte de proteção, ficava separada das demais, devido a sua
própria filosofia de garantir o pleno funcionamento da instalação. Já a parte de
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supervisão, controle e monitoramente, possuíam vários protocolos de comunicação,
sendo os mais utilizados MODBUS, DNP3 e IEC 60870-5-101, todos esses abertos.
Esses diferentes tipos de protocolos dificultavam e encareciam os projetos de
novas subestações elétricas, principalmente os projetos de expansão, na qual os
equipamentos dos fabricantes não se comunicavam, até mesmo duas gerações
diferentes de equipamentos de um mesmo fabricante, apresentavam dificuldade de
integração.
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1. O CONCEITO DA NORMA IEC 61850
A automação de subestações é em general utilizada para controle, proteção e
monitoramente da subestação. Com o passar dos anos e avanços da eletrônica,
informação e tecnologia de comunicação, trouxeram diferentes formas para o conceito
de se operar a subestação. A chegada de software baseado em automação de
subestações conectado por links em série em vez de cabos de cobre ligados em
paralelo, acabou se tornando mais um tipo de ligação comum, do que uma exceção.
Apesar de bem sucedido e amplamente aceito, esses sistemas eram baseados
em cada softare proprietário dos fabricantes, geralmente de domínios como DNP3 ou
IEC 60870-5-104.
Estas soluções causavam grande interrupção entre equipamentos de
diferentes fabricantes, e em alguns casos até mesmo entre diferentes versões de
equipamentos do mesmo fabricante, causando assim um verdadeiro pesadelo da
engenharia que poderia ser solucionado com um conversor de protocolo que tinha
preço de mercado extremamente alto, ou horas de retrabalho da engenharia para
desenvolvimento de um sistema diferente do habitual.
A conexão de automação de subestações com chaves seccionadoras e
transformadores de instrumentos foi sendo substituída para padrões analógicos como
1 A e 3 A para transfomadores de corrente, e 110 V e 220 V para transformadores de
potencial, assim como contatos de circuitos para operação de chaves seccionadoras.
Os fabricantes mundiais e concessionárias de energia nos últimos 20
anos aumentaram as discussões envolvendo a padronização da comunicação de subestações, sempre visando melhorar o problema da interrupção do sistema de proteção e controle, porém esse não era o único problema (BRAND, K.P., LOHMANN, V., WIMMER, W., 2003, P.7).
Conscientes do ritmo da mudança de tecnologia, os autores da norma IEC
61850, decidiram mais que elaborar uma norma padrão, pensaram na forma de criar
um futuro que fosse imune a qualquer desenvolvimento tecnológico.
Conforme o padrão IEC 61850 evoluiu foram adicionados outros recursos,
como a definição de dois serviços críticos para o tempo, transmissão rápida de sinais
e valores de tensão analógicos. Esses serviços críticos para o tempo permitem a
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extensão das ligações em série utilizadas entre qualquer dispositivo eletrônico
interligente (IED) e as interfaces eletrônicas próximas aos equipamentos da
subestação. Exigências do mercado como a redução do tempo de transferência até 3
ms e a sincronização do tempo na ordem de 1 µs também foram levadas em
consideração na elaboração da norma.
O pilar do padrão é a linguaguem de marcação extensível inovadora ou a
linguaguem de descrição de configuração da subestação baseada em XML (SCL). O
SCL descreve formalmente a configuração do IED em termos de funcionalidades (por
exemplo, controle de disjuntor, medidas e valores de status), endereços de
comunicação e serviços (por exemplo relatórios). Ele também descreve o layout dos
equipamentos de pátio e sua relação com as funções implementadas em IEDs.
1.1 A urgência de um novo padrão
Quando os autores do padrão IEC 61850 se reuniram, identificaram uma lista
de requisitos de mercado que influenciaram a forma que o novo padrão levaria. Os
mais importantes foram Interoperabilidade, arquitetura gratuita e estabilidade a longo
prazo.
1.2 Interoperabilidade
Para começar, o padrão deve ser capaz de suportar todas as funções em uma
subestação de domínio de aplicativo. Portanto, além de funções de proteção,
automação, controle e supervisão, muitas funções de serviço, como sincronização de
tempo, auto-supervisão e gerenciamento de versão também devem ser suportadas.
Essas funções são executadas por software implementado nos IEDs. A
interoperabilidade no sistema de automação da subestação significa que IEDs de
diferentes fabricantes ou de versões diferentes devem trocar informações em tempo
real sem conversores de protocolo e sem necessidade de interpretação humana.
É importante distinguir a interoperabilidade da permutabilidade. Se os IEDs
também fossem intercambiáveis, as funções e dispositivos deveriam ser
padronizados, bloqueando assim qualquer evolução técnica e competição funcional.
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No entanto, deve ser possível trocar IEDs com defeito durante toda a vida do sistema
de automação da subestação. O uso de IEDs que sejam compatíveis com o mesmo
padrão em termos de interoperabilidade facilitará a troca do mesmo.
1.3 Arquitetura livre
Para que um padrão seja denominado “global”, ele deve seguir a filosofia de
operação de concessionárias de energia do mundo inteiro. Ele deve suportar uma
alocação arbitrária de funções para dispositivos e, portanto, deve ser capaz de
suportar arquiteturas centralizadas e descentralizadas.
1.4 Estabilidade de longa duração
Levando em consideração que o tempo de vida útil de uma subestação
(equipamentos prímários) é entre 40 e 60 anos, prevê-se que os componentes do
sistema de automação da subestação sejam trocados, em média, cerca de duas a três
vezes durante esse período, alguns componentes podem precisar de uma base mais
regular. Naturalmente, ao longo do tempo, a subestação terá de lidar com a integração
de novos componentes dos mesmos ou novos fornecedores, ou talvez seja necessário
estendê-los.
O ponto é que, independentemente das mudanças, a interoperabilidade deve ser mantida indefinidamente, ou para ser mais específico, o padrão deve ser resistir ao futuro. Este requisito não se aplica somente aos dispositivos da subestação, mas também às várias tecnologias empregadas em uma subestação típica. Por exemplo, a tecnologia de comunicação convencional de mudança rápida sempre precisará servir a requisitos mais lentos de proteção e automação de subestações (IEC 61850 Ed. 1, 2005, p.13).
Para facilitar o uso do padrão para os usuários, a nova identificação de todos
os dados transmitidos não deve basear-se em um esquema limitado de números
derivados de linhas de terminais de contato, mas sim no agrupamento de dados
orientado a objetos e uma estrutura de nomeação que usa siglas padronizadas
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compreensíveis para qualquer engenheiro de subestação. Além disso, as ferramentas
de configuração e engenharia devem ser usadas para criar sistemas com o mínimo
esforço e com um risco mínimo de falha.
1.5 A abordagem básica da IEC 61850
Para alcançar a interoperabilidade a longo prazo, ou seja, para lidar com as
diferentes escalas de tempo da evolução da função na subestação do domínio e com
a mudança da tecnologia de comunicação, a abordagem adotada no padrão IEC
61850 separa o modelo relacionado ao domínio para os serviços de dados e
comunicação de protocolos, ou seja, a pilha ISO / OSI de sete camadas usadas para
codificar e decodificar informações em sequências de bits para comunicação através
de um link série. Esta abordagem não só acomoda a tecnologia de comunicação de
ponta, mas também protege investimentos em aplicações e engenharia (com base no
modelo de serviço de objeto e comunicação). Portanto, o padrão é à prova do futuro.
O mapeamento do modelo de dados para a pilha de comunicação também está
padronizado na IEC 61850 para garantir a comunicação interoperável.
1.6 O modelo de dado por objeto-orientado
A estrutura do modelo de dados básicos definida no padrão IEC 61850 é
independente de aplicativos. No entanto, dependendo do escopo do padrão, as
classes do modelo do objeto estão relacionadas para energia eólica, energia
hidráulica e recursos energéticos distribuídos foram adicionados em um dado
posterior. Todas as funções de aplicação, incluindo as interfaces de dados para o
equipamento primário, são dividas nas mais pequenas peças viáveis, que podem se
comunicar entre si e, mais importante, podem ser implementadas separadamente em
IEDs dedicados. Na IEC 61850, esse objetos básicos são chamados de Logical Nodes
(LNs). O nome da classe do LN refere-se à função dos objetos pertencentes ao dado.
Os objetos de dados contidos em um LN podem ser obrigatórios, opcionais ou
condicionais. Os próprios objetos de dados contém atributos, que podem ser vistos
como valores ou propriedades detalhadas do objeto de dados.
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Uma vez que os nomes de classe dos LNs e os nomes completos de objetos e
atributos de dados são padronizados, eles fornecem formalmente a semântica de
todos os valores trocados no âmbito da IEC 61850. Os LNs podem ser agrupados em
dispositivos lógicos (LDs) com nomes não padronizados, e essas LDs são
implementadas em servidores que residem em IEDs. As propriedades comuns do
próprio dispositivo físico são tratadas por uma classe LN chamada LPHD.
Somente se uma classe LN para alguma função estiver faltando, ela pode ser
substituída por classes LN genéricas que tenham significado semântico restrito. Mais
exigente, no entanto, é a extensão de LNs e dados de acordo com as regras de
extensão rigorosas e restritivas do padrão, incluindo espaços de nome como
referências inequívocas ao significado semântico. Essas regras preservam a
interoperabilidade, mesmo nos casos em que são necessárias extensões.
1.7 Os serviços do modelo de dados
A interoperabilidade requer a padronização não apenas os objetos de dados,
mas também o acesso a eles. Portanto, os serviços abstratos também pertencem IEC
61850. Os mais comuns são:
Read: leitura de dados, como o valor de um atributo;
Write: por exemplo, escrevendo o valor de um atributo de configuração;
Control: controle de dispositivos de comutação e outros objetos
controláveis usando métodos padronizados, como "selecionar antes de
operar "ou" direto ";
Reporting: por exemplo, evento conduzido relatório após alterações de
valor;
Logging: o armazenamento local de tempo eventos marcados ou outros
dados históricos;
Get directory: em outras palavras, para ler o modelo de dados (parte
importante de auto descrição);
File transfer: para configuração, registro de perturbações ou histórico
dados;
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GOOSE: é o acrônimo de evento genérico do sistema orientado a
objetos e é um serviço usado para a rápido transmissão de informações
de tempo crítico como mudanças de status, bloqueios entre IEDs;
Sampled value (SV): o serviço SV transmite rapidamente uma
sincronização do fluxo de corrente e tensão.
1.8 Requisitos de performance
O tempo de transferência de mensagens entre o aplicativo de envio (por
exemplo, a função de proteção que envia o desligamento) e o aplicativo de recepção
(função do disjuntor que executa a operação do disjuntor) são determinados pelos
requisitos das funções que dependem dessa transferência de mensagens. Como um
desligamento de proteção é tempo crítico, com o pior caso em torno de 20 ms, é
alocado para a classe de exigência de transferência mais exigente, o que significa 3
ms.
A transferência de amostras usando o serviço SV também é atribuída a esta
classe de requisitos para evitar, por exemplo, atrasos na detecção de falhas por
proteção. Os requisitos devem ser cumpridos não apenas pelos IEDs, mas também
pelo design do sistema de automação da subestação.
22
2. IEC 61850 NA PRÁTICA
Com a introdução do padrão IEC 61850, a automação de subestações teve o
maior salto de tecnologia desde a introdução de dispositivos de proteção e controle
baseados em microprocessadores no ínicio dos anos 80. Assim que o padrão foi
publicado, dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) que suportam a IEC 61850
começaram a aparecer no mercado. A velocidade em que isso aconteceu foi
alcançada atualizando plataformas IED existentes com um gateway interno ou externo
servindo como proxy para o protocolo IEC 61850 Ethernet.
Essa abordagem deixou a arquitetura do IED, interna, externa e suas
ferramentas inalteradas, a conversão do protocolo era necessária para permitir a
comunicação entre IEDs existentes e uma subestação moderna baseada em IEC
61850. Na época, o padrão IEC 61850 era apenas um dos vários protocolos para
expor a informação interna do IED, que foi mapeada para os modelos de dados IEC
61850 e Logical Nodes (LNs). A arquitetura interna não diferiu de outros protocolos de
comunicação baseados em pontos ou registrados (por exemplo, DNP V3.00 e
MODBUS).
Embora essas primeiras implementações tenham resultado em um rápido
tempo de mercado, o desempenho e a flexibilidade foram sacrificadas como resultado,
conforme o padrão se tornou mais conhecido, no entanto, os engenheiros perceberam
os benefícios de conseguir repensar a plataforma do IED e a elaboração da
arquitetura do sistema, introduzindo assim novas ideias concetuais para automação
de subestações.
2.1 Explorando a implementação genuína da IEC 61850
Em um sistema com design genuíno IEC 61850, a funcionalidade do IED deve
considerar todo o processo, incluindo especificação e avaliação, engenharia de
sistemas e dispositivos, comissionamento do sistema e manutenção. Um IED genuíno
IEC 61850 deve fornecer:
- Um conjunto completo de dados de proteção e controle para sistemas de
automação de subestações e para outros IEDs e ferramentas de terceiros em
23
conformidade com os modelos de dados definidos e LNs para alcançar um alto nível
de interoperabilidade;
- Aderência a informação de modelagem de dados e linguagem de configuração
de subestação (SCL) disponível para engenharia de sistema, configuração de
dispositivo, diagnóstico e ferramentas de comissionamento.
2.2 A transformação dos IEDs
Um dos principais fatores que tornaram as transformações dos IEDs em bem-
sucedidas foi basear a funcionalidade do IED no modelo de dados e LNs, conforme
definido no padrão da norma IEC 61850. Os algorítmos de proteção e controle, que
são responsáveis pela funcionalidade básica do IED, são modelados de acordo com
as regras do novo padrão. Na nova arquitetura, os modelos de dados são suportados
diretamente nas funções de proteção e controle, tornando os dados LN diretamente
acessíveis dos serviços de comunicação.
Com esta abordagem, o processo de mapeamento e conversão de dados não é necessário, algo que é um fator chave no desempenho do IED. Os dados do IED são, portanto, diretamente disponíveis sem tempo de processamento adicional. Quando uma nova função de proteção, como a proteção de sobrecorrente, é implementada, a definição de classe LN padrão de sobrecorrente de tempo de fase (PTOC) é a base para modelar o algoritmo de proteção (IEC 61850 Ed2, 2010, p.9).
Dependendo dos requisitos do produto e da aplicação, todos os atributos
opcionais obrigatórios e selecionados da classe LN são usados no design da função.
O padrão IEC 61850 requer que os objetos de dados obrigatórios devem existir no
modelo de dados do dispositivo. As peças opcionais são usadas somente quando
aplicável, dependendo do produto e do aplicativo pretendido. Os objetos de dados
padrão suportados são documentados no documento de declaração de conformidade
de implementação do modelo obrigatório (MICS).
Na próxima etapa, o LN padrão e sua funcionalidade selecionada são
modelados usando o SCL, que descreve as estruturas de função, objetos de dados e
tipos de dados de um LN. Com as estruturas de função definidas de acordo com o
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SCL, é possível automaticamente gere o esqueleto das funções de acesso a dados
do aplicativo (leitura, gravação) para o software do sistema IED. Essas funções são
herdadas e diretamente vinculadas aos dados do algoritmo de proteção (por exemplo,
PTOC) no subsistema de proteção e controle de núcleo da arquitetura IED. Este
mapeamento direto fornece uma interface de alto desempenho para a pilha de
comunicação IEC 61850 do IED, que por sua vez torna os dados acessíveis.
Nenhuma conversão adicional de dados de proteção e controle é necessária para suportar a arquitetura e o protocolo da comunicação. Estruturas baseadas em LNs também podem ter uma função para configurações, que são diretamente visíveis para o sistema de automação da subestação através da pilha de comunicação (BAASS, W., BRAND, K.P., GERSPACH, S., HERZIG, M., KREUZER, A., MAEDA, T, 2010, P.15).
Em geral, o padrão IEC 61850 fornece uma base sólida para o design de IEDs
de proteção e controle genuíno IEC 61850 devido ao fato de os modelos de dados
serem definidos por um grupo de trabalho internacional composto por especialistas no
campo. Com a modelagem de dados baseada em padrões, pode-se obter um
desenvolvimento mais rápido das funções de aplicação do IED e das interfaces de
comunicação. As melhorias são devidas às estruturas LN, que são inerentes ao
aplicativo de proteção. Isso faz com que o acesso de dados do sistema de automação
da subestação baseado em IEC 61850 aos algoritmos de proteção e controle internos
do IED seja muito eficiente em termos de computação e elimine a necessidade de
processamento de conversão de protocolo que consome tempo.
2.2.1 A performance de um IED Genuíno
As arquiteturas IED projetadas para suportar a IEC 61850 desde o início
precisam garantir que o atraso na comunicação de sinais de controle, valores
analógicos e outros dados críticos de tempo entre o processo e os IEDs seja o menor
possível.
Em IEDs tradicionais, os sinais binários e analógicos foram processados pelo
subsistema I / O de hardware IED. Nas arquiteturas baseadas em IEC 61850, a fiação
convencional foi eliminada e esses sinais são transmitidos e recebidos através da
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interface de comunicação. Assim, a interface de comunicação nos novos IEDs
baseados em IEC 61850 deve ser muito eficiente no processamento dos dados de
comunicação.
O desempenho rápido da GOOSE de um IED é crítico em uma implementação
genuína da IEC 61850 para permitir o processamento de sinal de controle como se
fosse um IED tradicional. Durante a execução do algoritmo IED ou o ciclo da tarefa,
os valores de dados de uma função de proteção (por exemplo, o início da proteção
em PTOC) podem mudar se uma sobrecorrente for detectada em um alimentador, e
isso, por sua vez, atualiza o banco de dados que suporta a estrutura LN particular.
No modelo de dados da IEC 61850, a maioria das atividades orientadas para
mudanças de dados são baseadas nos conjuntos de dados, por exemplo, relatórios
de eventos e publicação de dados GOOSE. O detector de alteração IED identifica
mudanças nos conjuntos de dados e se um novo valor é detectado, o conjunto de
dados e sua funcionalidade conectada são acionados. Em um IED usando GOOSE, o
subsistema interno de alta prioridade que executa a função GOOSE é ativado.
Posteriormente, os dados modificados são enviados o mais rápido possível através
da interface de comunicação IED para o barramento da estação do sistema de
automação da subestação usando uma mensagem GOOSE multicast. As mensagens
GOOSE multicast são transmissões não solicitadas que não exigem nenhum
mecanismo de pesquisa de dados cíclicos. As estruturas de dados usadas no GOOSE
incluem acesso direto ao banco de dados interno do IED e, como o modelo de dados
internos corresponde exatamente ao padrão IEC 61850, sendo que nenhuma
conversão de dados é necessária.
Da mesma forma, o design nativo IEC 61850 do IED produz conjuntos de dados
GOOSE de alto desempenho de outros IEDs na sub-rede local. À medida que as
mensagens GOOSE são processadas na camada de ligação de dados na pilha
Ethernet, isso não requer processamento adicional através das camadas TCP e IP.
Este tipo de comunicação Ethernet é muito rápido, uma vez que os dados são
recuperados diretamente da interface de hardware de comunicações IED. Os recursos
de processamento GOOSE do IED podem decodificar a mensagem em menos de 1
ms e entregar somente os dados GOOSE subscritos modificados no banco de dados
interno do IED, o que o torna imediatamente acessível para a próxima execução dos
26
algoritmos de proteção e controle. Uma operação "colocar" é uma cópia de valor de
dados única de um quadro GOOSE para o banco de dados interno da estrutura LN.
Nenhuma conversão é necessária porque os dados no banco de dados IED e
na mensagem GOOSE recebem conformidade com os tipos de dados IEC 61850. A
próxima execução da aplicação verifica novos valores de entrada e os processa em
conformidade.
Se o GOOSE se baseasse em uma implementação não-nativa IEC 61850, seria
necessária uma conversão de um modelo de dados interno para um modelo de dados
IEC 61850. Por conseguinte, seria difícil atingir as classes de desempenho para
comunicação de proteção, conforme indicado no padrão IEC 61850. Em algumas
arquiteturas, o processamento da comunicação horizontal utiliza um processador
diferente em um cartão de comunicação IED separado ou um gateway externo, o que
tornaria o desempenho e a configuração ainda mais desafiantes.
Informar eventos para sistemas SCADA usando serviços de relatório padrão ou sem buffer é baseado no mesmo mecanismo que é implementado para detectar mudanças de dados GOOSE. Quando uma mudança de dados é ativada por um aplicativo, por exemplo, um sinal de início de proteção em PTOC, o novo valor de dados e os atributos de timestamp e qualidade associados são armazenados em uma fila de eventos internos pelo detector de alteração do IED. Ao mesmo tempo, a interface de comunicação do IED é desencadeada e começa a enviar eventos enfileirados para clientes, por exemplo, o Gateway ou HMI da estação (HAKALA-RANTA, A., RINTAMAKI, O., STARCK, J, 2009, P.7).
Na nova arquitetura IED, os protocolos de comunicação tradicionais, como
Modbus, IEC 60870-5-103 e DNP 3.0, são mapeados pelo modelo de dados baseado
em IEC 61850 e conjuntos de dados de eventos. A conveniência do mapeamento de
protocolo decorre do fato de que o IEC 61850 inclui a maioria dos diferentes tipos de
dados e serviços necessários para protocolos legados. Uma comparação de
protocolos legados e IEC 61850 geralmente mostra que os protocolos legados
possuem um subconjunto de serviços e tipos de dados disponíveis. Muitos clientes
preferem usar protocolos legados e a arquitetura interna de um IED deve estar pronta
para suportar múltiplos protocolos. A IEC 61850, no entanto, é o superconjunto
preferido em termos de funcionalidade e serviços.
27
2.2.2 Engenharia do sistema
Nas pequenas e simples subestações baseadas em IEC 61850, a engenharia
do sistema de automação da subestação pode ser feita usando um processo de baixo
para cima. O fluxo de trabalho começa a partir da ferramenta IED, que cria o conjunto
de relés e exporta o arquivo SCD inicial para a ferramenta de configuração do sistema.
Usando pacotes de conectividade, a ferramenta IED exporta o arquivo SCD,
incluindo um diagrama de linha única padrão e conjuntos de dados para relatórios de
eventos. Em muitos casos, esses valores atendem às especificações do cliente. Na
ferramenta de configuração do sistema, o engenheiro do sistema pode adicionar links
GOOSE e, se necessário, personalizar os detalhes do diagrama de linha única e dos
conjuntos de dados do evento. O engenheiro do sistema exporta o arquivo SCD
completo de volta para a ferramenta de configuração do relé onde a configuração do
aplicativo do IED é finalizada.
Nos processos de engenharia de sistemas de cima para baixo e de baixo para
cima, o resultado final é um arquivo SCD que é necessário para a configuração dos
sistemas SCADA e gateways da subestação. A seção de subestação do arquivo SCD
pode ser usada como fonte de informação para criar o diagrama de linha única da
subestação, que por sua vez minimiza qualquer trabalho adicional necessário para o
projeto do diagrama gráfico da subestação. Desta forma, o sistema de automação da
subetação beneficia grandemente do recurso auto-descritivo do SCL definido pela IEC
61850.
2.3 Testando e utilizando IEDs conforme IEC 61850
A capacidade da implementação genuína do IEC 61850 e o design do IED
foram cuidadosamente testados como parte da validação do desenvolvimento, todos
os IEDs foram testados e certificados de acordo com os procedimentos definidos na
parte 10 do padrão IEC 61850. Para usuários finais e fabricantes, o certificado afirma
que não foram encontradas não-conformidades ao padrão no comportamento dos
IEDs. Os IEDs são, portanto, capazes de interoperar com outros sistemas que
oferecem serviços de protocolo IED e que possuem arquivos SCL exportados da
ferramenta IED.
28
3. PRÓXIMA GERAÇÃO DE SUBESTAÇÕES
O padrão IEC 61850 é construído principalmente em tecnologias conhecidas,
como linguagem de marcação extensível (XML), Ethernet, especificação de
mensagens de fabricação (MMS) e protocolo de controle de transmissão / protocolo
de Internet (TCP / IP), cada um dos quais possui vários softwares bem estabelecidos
ferramentas para lidar com eles. Por que, então, era inicialmente um desafio lidar com
sistemas baseados em IEC 61850?
A grande questão reside na abordagem adotada. A IEC 61850 combina
perfeitamente a tecnologia subjacente de componentes e aspectos de aplicação de
um ponto de vista do sistema integral. As ferramentas existentes, no entanto, foram
projetadas para se concentrar em tarefas únicas especializadas, por exemplo, análise
de comunicação e deixar de lado qualquer aspecto de aplicação de automação de
subestação e, portanto, são obsoletos. Para superar esse problema, era evidente que
era necessária uma nova geração de ferramentas de software para gerenciar e apoiar
de forma eficiente o processo de integração do sistema IEC 61850.
3.1 Linguagem de configuração da subestação (SCL)
Uma das maiores realizações do padrão IEC 61850 e uma das coisas que a
diferenciam de outros padrões de comunicação foi a introdução da linguagem de
configuração da subestação (SCL). O SCL possibilita a criação de arquivos que são
utilizados para troca de dados de configuração (por exemplo, modelos de objetos
padronizados e configurações de fluxo de dados de dispositivos em um sistema) entre
ferramentas de engenharia. Vários tipos de arquivos foram definidos na IEC 61850 e
o conteúdo de cada tipo depende do papel de uma ferramenta específica (por
exemplo, ferramenta de configuração do sistema ou ferramenta de configuração do
dispositivo) para a qual ela é criada e as diferentes fases de evolução do processo de
integração do sistema.
Do ponto de vista do sistema, as interfaces para cada dispositivo (cliente ou
servidor) conectado ao sistema estão descritas neste arquivo. Isso torna o arquivo
SCD completo a parte central da documentação do sistema IEC 61850, o que torna
29
interessante ser usado para todas as atividades futuras realizadas no sistema de
automação da subestação, como testes, manutenção e extensões.
O engenheiro não precisa mais se preocupar com a configuração manual
propensa a erros do ambiente da ferramenta de análise e análise; Tudo o que ele tem
a fazer é simplesmente importar o arquivo SCD específico do projeto para a
ferramenta de teste. Isso, por sua vez, concentra o esforço para onde é mais
necessário, no diagnóstico funcional e na análise das aplicações em execução.
3.2 Teste de conformidade
Um aspecto muito importante da integração do sistema IEC 61850 é a seleção
de dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs). Em conformidade com o sentido de que
todos os IEDs selecionados foram testados para garantir que eles estejam de acordo
com o padrão IEC 61850 e são oficialmente certificados por um centro de testes que
é credenciado pelo grupo internacional de usuários da UCA. Esta certificação abrange
a verificação do modelo de dados, a documentação padronizada e um teste de caixa
preta de todos os serviços de comunicação que o IED suporta.
O teste de conformidade garante uma garantia mínima de que os IED
selecionados interoperarão com outros dispositivos certificados se estiverem
configurados e carregados corretamente dentro do sistema. Este pré-requisito alivia
ainda mais as ferramentas de teste de análise de bits e bytes relacionados à pesquisa
e desenvolvimento.
3.3 Ferramentas visualizam aplicações
A ferramenta de simulação IEC 61850 pode ser conectada ao barramento do
sistema ou diretamente a um IED. O arquivo SCD que foi criado e usado durante o
processo de engenharia do sistema de automação da subestação, e que agora é parte
da documentação do sistema comum que qualquer engenheiro deve ter disponível
quando ele vai no site, é então carregado na ferramenta. Em ambos os casos, a
ferramenta poderia simular um ou mais clientes / servidores selecionados pelo usuário
com base na descrição da interface extraída do arquivo SCD. Se o arquivo SCD
30
estiver ausente ou incompleto, o trabalho de engenharia e configuração deve ser
concluído primeiro.
Os projetos de automação de subestação demonstraram que a apliacação mais
comum para troca de mensagens através de GOOSE é através de intertravamento. O
serviço GOOSE horizontal usa a comunicação do editor-assinante, que corresponde
à comunicação vertical servidor-cliente. Em uma situação em que um IED específico
"publica" dados para encravamento, por exemplo, as posições de comutação falharam
(e, portanto, o IED deve ser retirado do serviço ou desconectado do barramento de
comunicação), os assinantes dos dados agora ausentes no ônibus devem ser operado
em um modo de bloqueio de bloqueio. Isso ocorre porque os aplicativos que executam
os IED geralmente recusam operações com dados obsoletos que não foram
atualizados no tempo pelo editor.
Os conceitos de manutenção para tais situações devem ser considerados para
garantir que as partes saudáveis ou não afetadas restantes do sistema continuem a
funcionar sem ser perturbadas. Esse tipo de situação geralmente pode ocorrer durante
a fase de teste e comissionamento, onde a adição sequencial de vãos (incluindo seus
IEDs de controle e proteção) para um sistema energizado não deve levar a
reengenharia e recarga de configuração principal.
3.4 O caminho crescente
O padrão IEC 61850 é complexo e não pode ser aplicado sem um significativo
suporte de software. Os graus de liberdade e as novas possibilidades que oferece,
combinados com diferentes níveis de integração da IEC 61850, tanto nas ferramentas
de configuração como nos IED de diferentes fornecedores, enfatizam o desafio.
Evidentemente, a forte tendência para o uso de tecnologia de comunicação
mais moderna para distribuir dados críticos de missão exige processos de integração
e verificação muito avançados. Para gerenciar esses desafios, foram desenvolvidas
ferramentas de engenharia, teste e comissionamento que incorporam todas as
possibilidades oferecidas pelo padrão IEC 61850.
Um dos passos no desenvolvimento da subestação vem com a introdução do
padrão IEC 61850-9-2 para a interface do bus de processo. Para o equipamento
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primário, isto significa que os transformadores de instrumentos convencionais (CIT)
que utilizam cobre, ferro e material de isolamento que fornecem valores analógicos (1
A, 110 V) podem ser trocados por sensores de fibra óptica que enviam um sinal digital
de barramento de processo através de cabos de fibra óptica para medição, proteção
e controle do equipamento.
À medida que o uso de sensores aumenta gradualmente ao longo do tempo, o
requisito de um sistema secundário para suportar CIT e transformadores de
instrumentos não convencionais (NCIT) durante este período de transição se tornará
aparente. Este requisito é óbvio ao estender subestações, uma vez que os novos vãos
conterão NCITs e as vãos existentes conterão CITs.
A evolução digital forneceu soluções técnicas para subestações. A tecnologia
digital foi implementada pela primeira vez em subestações na década de 1970,
fornecendo canais de comunicação das subestações para centros de controle. No
início da década de 1990, com o aumento da capacidade e velocidade das tecnologias
de computação e comunicação, proteção digital e dispositivos de controle, os IEDs
foram instalados em subestações. O padrão amplamente aceito IEC 61850 define a
arquitetura de comunicação completa para o barramento de estação e processo para
assegurar um alto nível de interoperabilidade do dispositivo.
Os modelos de dados e os serviços de comunicação padrão são a chave para
interoperabilidade entre proteção de subestação de vários fornecedores, dispositivos
de controle (IEDs) e computadores de estação (gateways) via Ethernet. O sistema
secundário de uma subestação com estações e dispositivos de nível de vão que se
comunicam com o sistema de automação da subestação foi amplamente adotado por
concessionáriasde energia e fornecedores.
As subestações modernas, tanto as novas instalações quanto o crescente
número de instalações secundárias de retrofit ou extensões com a IEC 61850 em
conjunto com tecnologias de transformadores de sensores e convencionais lado a
lado. O mesmo se aplica para o manuseio de comandos de sinalização e indicações
de posição para e para a central elétrica primária.
Os cenários de migração serão aqueles em que o equipamento baseado em
IEC 61850 seja introduzido em etapas para sistemas já instalados. Existem dois
principais fatores de condução para isso: retrofit e extensão das subestações ou da
funcionalidade do sistema. Com a longa vida do equipamento primário em
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comparação com o equipamento secundário, haverá uma necessidade contínua de
substituição do equipamento secundário, mantendo o equipamento primário existente.
Ao introduzir o sistema de automação da subestação, será possível fazer uma adaptação muito eficiente dos sistemas de proteção e controle com uma interrupção mínima. Ao manter a subestação em serviço usando o equipamento antigo, o novo equipamento baseado em IEC 61850-9-2 pode ser instalado e testado usando novos cabos de fibra óptica colocados em paralelo aos cabos de cobre existentes (HAKALA-RANTA, A., RINTAMAKI, O., STARCK, J, 2009, P. 9).
Uma pequena interrupção é necessária para conectar os novos equipamentos
de proteção e controle ao equipamento primário existente. Quando a subestação é
posta em serviço de novo, o antigo equipamento de proteção e controle, juntamente
com todos os cabos de cobre pode ser removido.
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4. CONSIDERAÇÕES FINAIS
O avanço tecnológico das subestações de energia, está associado a alguns
aspectos, sendo um dos principais a comunicação entre equipamentos de alta tensão
com os equipamentos de automação de subestações, sendo essa comunicação
primordial para o bom funcionamento da parte elétrica do sistema de potência e
seletividade dos equipamentos. Levando em consideração esse avanço tecnológico e
a comunicação entre equipamentos, a importância de um protocolo padronizado
tornou-se uma peça-chave para a criação da norma IEC 61850. O trabalho procurou
apresentar os ganhos da norma IEC 61850, possibilitando assim uma comunicação
entre equipamentos padronizada e benéfica para a indústria e concessionárias de
energia.
Com a aplicação da engenharia baseada em IEC 61850, os projetos de
ampliações de subestações já executadas conforme o novo padrão, não necessitam
mais de conversores ou outros equipamentos alternativos para se estabelecer uma
comunicação entre pátio e casa de comando, permitindo assim que o operador
consiga trabalhar com equipamentos em uma interface padronizada, independente de
fabricante, e que a indústria ou concessionária de energia consiga efeturar trocas de
equipamentos, sem a preocupação de se fixar em um determinado modelo de
equipamento.
Considerando a quantidade de subestações de energia que ainda operam sem
sistemas supervisórios, e que inevitavelmente deverão ser digitalizadas com a vida
útil limitada dos equipamentos, o padrão IEC 61850 se demonstra pronto para ser
aplicado dentro do sistema de automação da subestação, permitindo assim que a
evolução de cada subestação elétrica esteja de acordo com a confiabilidade que a
norma IEC 61850 possibilita, assim como os ganhos com a redução de retrabalhos
por horas de desenvolvimento para se estabelecer uma comunicação com
equipamentos de modelos distintos.
Reunindo os fatos citados, o trabalho conseguiu concluir que a norma IEC
61850 é uma realidade no sistema elétrico mundial, alcançando o seu objetivo
prinicipal que é de estabelecer uma comunicação padronizada para equipamentos de
automação de subestações, independente de fabricante/modelo, possibilitando assim
ganhos para clientes industriais e concessionárias de energia.
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REFERÊNCIAS
ABB. Introducing IEC 61850. Disponível em: <http://www.abb.com/cawp/seitp202/c1f149ae8be33941c12579190030d0ae.aspx>. Acesso em: 18 de set. 2017. AEAMESP. IEC 61850 – Impactos na proteção e equipamentos de automação. Disponível em: < http://www.aeamesp.org.br/blog/2005/12/13/iec-61850-impactos-na-protecao-e-equipamentos-de-automocao-energy-automation/>. Acesso em: 18 de set. 2017. ARANDA. IEC 61850 aplicada a subestações de distribuição: desafios e soluções. Disponível em: <http://www.arandanet.com.br/revista/em/materia/2017/05/02/iec_61850.html>. Acesso em: 18 de set. 2017. AUTOMAÇÃO INDUSTRIAL. Redes IEC-61850 – Estudo de Protocolo e Exemplo de Aplicação (Parte I). Disponível em: < https://www.automacaoindustrial.info/redes-iec-61850-estudo-de-protocolo-e-exemplo-de-aplicacao>. Acesso em: 18 de set. 2017. BAASS, W., BRAND, K.P., GERSPACH, S., HERZIG, M., KREUZER, A., MAEDA, T. Exploiting the IEC 61850 potential for new testing and maintenance strategies. Paris; CIGRE, 2008. BRAND, K.P.; LOHMANN, V.; WIMMER, W. Substation Automation Handbook. Zurich; UAC, 2003. GE GRID SOLUTIONS. Leading the industry in IEC 61850 implementation. Disponível em: <https://www.gegridsolutions.com/multilin/IEC_Innovations.htm>. Acesso em: 18 de set. 2017. GE GRID SOLUTIONS. Protection and Control. Disponível em: <https://www.gegridsolutions.com/multilin/catalog/merging-measuring-recording.htm>. Acesso em: 19 de out. 2017. HAKALA-RANTA, A., RINTAMAKI, O., STARCK, J. Utilizing Possibilities of IEC 61850 and GOOSE. Prague; CIRED, 2009. IEC. Core IEC Standards. Disponível em: <http://www.iec.ch/smartgrid/standards/>. Acesso em: 18 de set. 2017. IEC. IEC 61850 Ed.1 Communication networks and systems in substations. Zurich; IEC, 2005. IEC. IEC 61850 Ed.2 Communication networks and systems for Power Utility Automation. Zurich; IEC, 2010.
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