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UFPA
APLICAÇÃO DA NORMA IEC 61850 EM AUTOMAÇÃO DE
SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA
BRUNO PEREIRA DE SOUZA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ
CAMPUS UNIVERSITÁRIO DE TUCURUÍ
FACULDADE DE ENGENHARIA ELÉTRICA
BRUNO PEREIRA DE SOUZA
APLICAÇÃO DA NORMA IEC 61850 EM AUTOMAÇÃO DE
SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA
Monografia submetida ao colegiado do Curso de
Engenharia Elétrica da Universidade Federal do
Pará como parte dos requisitos para obtenção do
Grau em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Dr. Ivaldo Ohana
TUCURUÍ
DEZEMBRO 2013
BRUNO PEREIRA DE SOUZA
iv
À meus pais, Laudicéia Meireles Pereira e
Adolfo Ramos de Souza.
v
AGRADECIMENTOS
À Deus. Obrigado por conceder o fôlego de vida que me mantém ciente,
todos os dias, de que o Senhor existe e me apóia.
Agradeço a minha amada companheira de todas as horas, Poliana Mendes
Vidal, você com certeza tem um capítulo especial nesta caminhada, pelo apoio,
companheirismo e paciência, principalmente este último, porque sem ela, não
teríamos enfrentado juntos os momentos difíceis, quando as forças para continuar se
esvaíam em frente aos obstáculos. Obrigado por me dizer as palavras de coragem
em momentos turbulentos e pelas palavras de incentivo para continuar fortalecendo
o credo em meus sonhos. Hoje Acredito.
A toda minha família em especial minha mãe Laudicéia Meireles Pereira, que
por estes longos anos de estudo sempre esteve perto de mim, concedendo-me suas
palavras de amor e carinho, afagando minhas ansiedades, diminuindo-as e
permitindo eu manter sempre o meu foco diante dos desafios. Ao meu pai Adolfo
Ramos de Souza, pelas ajudas práticas de seus conhecimentos do dia-a-dia, sem
elas com certeza, não seria o mesmo, obrigado pai. A minha vovó Lindalva Meireles
Pereira, pela sua atenção e apoio.
Agradeço aos meus colegas de classe com quem compartilhei verdadeiros
momentos de alegria da minha vida de estudante, aos intermináveis "corujões" face
às provas, pareciam intermináveis, as provas e os "corujões". Antes éramos fracos,
mas nos tornamos fortes, fomos moldados como o aço.
Ao Mestre Ivaldo Ohana. Não imaginaria, que durante estes anos, aprenderia
tanto com o senhor, sua visão crítica do "sistema" me ajudou a melhorar o meu olhar
crítico de mundo no qual vivo e que temos sim de questionar quando alguma coisa
não está certa. Obrigado.
vi
“Muitos pensam que sabem; poucos sabem que não
sabem; quem sabe, sabe que sabe muito pouco…”
(Alexandre Canalini)
vii
RESUMO
SOUZA, B. P. “APLICAÇÃO DA NORMA IEC 61850 EM AUTOMAÇÃO DE
SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA”, Universidade Federal do Pará – UFPA,
2013, 62 p.
O presente trabalho irá apresentar a norma internacional IEC 61850, identificando
sua aplicabilidade geral em relação à automação existente na maioria das plantas
industriais, explanando suas características e suas vantagens em relação a
crescente demanda de modernização. Além disso, será explanado como essa norma
opera em subestações permitindo com que dispositivos inteligentes de diferentes
fabricantes possam se comunicar sem a necessidade do uso de conversores de
protocolos.
Palavras-chave: Subestação, Automação, IEC 61850, Interoperabilidade, IED,
Comunicação, Protocolos.
viii
ABSTRACT
SOUZA, B. P. "APPLICATION OF STANDARD IEC 61850 IN AUTOMATION OF
SUBSTATIONS ELECTRIC POWER", Federal University of Pará - UFPA, 2013, 62
p.
This paper will present the international standard IEC 61850, identifying its general
applicability to the existing automation in most industrial plants, explaining their
characteristics and advantages in relation to increasing demand of modernization.
Moreover, it will be explained how this standard operates in substations that allowing
intelligent devices of different manufacturers can communicate without the use of
protocol converters.
Keywords: Substation, Automation, IEC 61850, Interoperability, IED,
Communication, Protocols.
ix
SUMÁRIO
RESUMO................................................................................................................... vii
ABSTRACT ...............................................................................................................viii
LISTA DE FIGURAS .................................................................................................. xi
LISTA DE TABELAS ................................................................................................ xii
LISTA DE SIGLAS E ABREVIAÇÕES .....................................................................xiii
CAPÍTULO 1 ............................................................................................................. 15
INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 15
1.1 Objetivos..................................................................................................... 16
1.2 Justificativa ................................................................................................. 16
CAPÍTULO 2 ............................................................................................................. 17
SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA .......................................................... 17
2.1. Introdução................................................................................................... 17
2.2. Definição..................................................................................................... 17
2.3. Estrutura de uma Subestação .................................................................... 18
2.4. Arquiteturas ................................................................................................ 19
2.5. A importância da automação em Subestações .......................................... 20
2.6. Principais Características de uma Subestação Automatizada.................... 21
2.7. O Sistema SCADA ..................................................................................... 22
2.8. Protocolos utilizados em Subestações ....................................................... 23
2.9. O Modelo OSI ............................................................................................. 24
CAPÍTULO 3 ............................................................................................................. 27
A NORMA IEC 61850 ............................................................................................ 27
3.1. Introdução................................................................................................... 27
3.2. A Composição da Norma IEC 61850 .......................................................... 30
3.3. IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente ...................................................... 34
x
3.4. Nós Lógicos ................................................................................................ 36
3.5. Pilha de Protocolos e Classificação do tipo de Mensagens ....................... 40
3.6. Protocolo MMS ........................................................................................... 42
3.7. Modelo de Comunicação ACSI ................................................................... 43
3.8. Mensagens GSE ........................................................................................ 43
3.8.1. Mensagens GOOSE .............................................................................. 43
3.8.2. Mensagens GSSE ................................................................................. 46
3.9. Protocolo SV ............................................................................................... 46
3.10. SCL – Linguagem de Configuração de Subestação ................................... 48
3.11. Barramento de Processo ............................................................................ 50
3.12. Comparativo DNP-3 x IEC 61850 ............................................................... 52
3.13. As principais vantagens da IEC 61850 ....................................................... 53
CAPÍTULO 4 ............................................................................................................. 54
CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................... 54
4.1. A herança dos protocolos de comunicação e sua relação com o modo de
operação da IEC 61850 ...................................................................................... 54
4.2. Principais Características Abordadas ......................................................... 55
4.3. Maiores Benefícios ..................................................................................... 56
4.4. Conclusões ................................................................................................. 58
4.5. Trabalhos Futuros ...................................................................................... 59
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 60
xi
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 - Níveis de uma subestação [4] ............................................................... 19
Figura 2.2 - Exemplos de Barramentos de Processo [4] .......................................... 20
Figura 2.3 - Principais protocolos usados para automação [8] ................................. 23
Figura 2.4 - Modelo OSI [10] .................................................................................... 25
Figura 3.1 - Uso de Diferentes Protocolos de Comunicação em Subestações [14] . 28
Figura 3.2 - Estrutura da Norma [2] .......................................................................... 31
Figura 3.3 - Roteiro de análise da Norma IEC 61850 [2] .......................................... 33
Figura 3.4 - Diagrama Esquemático de um IED [17] [18] ......................................... 34
Figura 3.5 - Exemplos de Aplicação com IED moderno [18] .................................... 35
Figura 3.6 - Anatomia da representação de um Objeto IEC 61850-8-1 [19] ............. 37
Figura 3.7 - Estrutura Lógica dos IED’s [20] ............................................................. 38
Figura 3.8 - Arquitetura de uma IED [21] .................................................................. 39
Figura 3.9 - Pilha de Protocolos Simplificada da IEC 61850 [8] [11] ........................ 41
Figura 3.10 - Exemplo de Descarte de Cargas [6] .................................................... 44
Figura 3.11 - Mecanismo de Retransmissão de Mensagens GOOSE [8] ................. 45
Figura 3.13 - Estrutura da Linguagem de Configuração da Subestação definido na
IEC 61850-6 [25] ....................................................................................................... 49
Figura 3.14 - Conceito de um Merging Unit [27] ....................................................... 52
xii
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 - Grupos de Nós Lógicos (IEC 61850 versão 1.0) .................................. 40
Tabela 3.2 - Tipos de Mensagens e sua Classificação ............................................. 42
Tabela 3.3 - Características entre o DNP-3xIEC 61850 [21]..................................... 52
xiii
LISTA DE SIGLAS E ABREVIAÇÕES
A/D Conversor Analógico/Digital
ACSI Abstract Communication Service Interface
BP Barramento de Processo
CAN Controller Area Network
CDC Common Data Class
CID Configured IED Description
D/A Conversor Digital/Analógico
DNP Distributed Network Protocol
DO Data Objects
GOOSE Generic Object Oriented Substation Event
GSE Generic Substation Events
GSSE Generic Substation Status Event
ICD IED Capability Description
IEC International Electrotechnical Commission
IED Intelligent Electronic Device
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers
IHM Interface Homem-Máquina
IP Internet Protocol
ISO International Standards Organization
LAN Local Area Network
LD Logical Device
LN Logical Nodes
LON Local Operating Network
MMS Manufacturing Message Specification
MU Merging Unit
MV Measured Value
OSI Open Systems Interconnection
PLC Programmable Logic Controller
PROFIBUS Process Field Bus
SAS Substation Automation System
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition
xiv
SCD Substation Configuration Description
SCL Substation Configuration Language
SE Subestação de Energia
SEL Schweitzer Engineering Laboratories
SEP Sistema Elétrico de Potência
SSD System Specification Description
SV Sampled Values
SMV Sampled Measured Value
TC Transformador de Corrente
TCP/IP Transmission Control Protocol/ Internet Protocol
TP Transformador de Potencial
UCA Utility Communication Architecture
UDP User Datagram Protocol
UTR Unidade Terminal Remota
V-LAN Virtual LAN
XCBR Circuit Breaker
XML eXtensible Markup Language
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
A automação tem inegavelmente contribuído para o progresso cada vez mais
exigente no mundo em que vivemos. Em âmbito industrial, a automação adquiriu
fundamental espaço na composição de sistemas complexos que carecem de
respostas em pouquíssima escala de tempo e com grande eficiência. Neste
contexto, a geração, transmissão, e distribuição de energia elétrica também
necessitam de sistemas cada vez mais robustos e principalmente confiáveis,
capazes de tomadas de decisões coerentes em tempo real. Atualmente existem
inúmeras tecnologias de automação direcionadas às subestações de
concessionárias de energia elétrica.
Entretanto, devido esses infinitos dispositivos tecnológicos possuírem
arquiteturas internas diferentes com infinitas funções de emprego, fabricantes
desenvolvedores começaram a criar e definir protocolos específicos para os seus
produtos impedindo a troca de informação com outros dispositivos de outros
fabricantes.
Para que ocorra essa troca de informações utilizam-se conversores de
protocolos, os chamados gateways, contudo, esses equipamentos apresentam um
tempo de atraso próprio, e como comentado inicialmente, principalmente em
equipamentos que envolvem a proteção de uma subestação, necessita-se de uma
resposta em tempo real e atrasos na troca de mensagens podem ocasionar a falta
de atuações ou atuações indevidas provocando distúrbios e perdas no fornecimento
de energia elétrica.
Com o avanço tecnológico cada vez mais rápido, equipamentos antes atuais
se tornam obsoletos e com a chegada de novos equipamentos mais confiáveis outro
impasse é provocado no momento da atualização do sistema (retrofit) pela falta
novamente de um padrão de linguagem entre equipamentos.
Devido essas dificuldades, principalmente em haver uma harmonia ao falar a
mesma linguagem, existiu a necessidade de se obter um padrão na comunicação e
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é nesse momento que surge um intérprete que torne isso possível.
Para isso, o protocolo ou norma IEC 61850 permite que esse conflito entre
equipamentos de fabricantes diferentes seja solucionado. Ela define e padroniza o
modelo dos dados que representam os atributos e funções dos dispositivos físicos
de uma subestação ou usina do sistema elétrico permitindo que haja conversas
entre si sem perdas.
1.1 Objetivos
Este trabalho tem por finalidade apresentar uma visão geral do protocolo IEC
61850 que está em fase inicial no Brasil, seus benefícios técnicos e econômicos e
ajudar a difundir entre as indústrias e concessionárias.
1.2 Justificativa
A necessidade de interoperabilidade entre IED’s de proteção de diferentes
fabricantes se tornou importante para obtenção de uma operação adequada da
interligação dos dados na subestação [1].
Com a implementação do protocolo IEC 61850 elimina-se ao excesso de
protocolos existentes no mercado e o alto custo da fiação, manutenção e operação,
possibilitando expansão em longo prazo e diminuindo o custo operacional,
aumentando a confiabilidade do sistema e provendo uma segurança aos seus
funcionários.
CAPÍTULO 2
SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA
2.1. Introdução
Nos últimos anos tem-se verificado a utilização cada vez mais generalizada
de meios computacionais e informáticos nas empresas e indústrias dos mais
diversos ramos de atividade. A utilização destes meios permite melhorar e tornar
mais eficiente à execução de tarefas isoladas quer ao nível dos processos
produtivos quer ao nível de gestão.
Esta intensificação da automação de processos vem implicando em profundos
impactos nos processos produtivos em diversos segmentos industriais e em toda a
sua cadeia produtiva. Nas Subestações que alimentam esses processos produtivos
não é diferente, onde equipamentos de medição e proteção eletromecânicos
obsoletos estão sendo substituídos por equipamentos mais modernos e
microprocessados, provocando um constante aperfeiçoamento na tecnologia da
informação para que esses novos equipamentos possam se comunicar.
2.2. Definição
Uma subestação pode ser definida como a interconexão de vários
equipamentos elétricos de alta e média tensão, usados para manobra (disjuntores e
seccionadores), interconexão (barramentos), transformação (transformador de
tensão, corrente), regulação, compensação (bobinas e compensadores) e elementos
de proteção (para-raios, aterramentos). Estes equipamentos são usados com a
finalidade de direcionar, controlar e monitorar o fluxo de energia num sistema elétrico
de potência [2].
Ou podemos dizer que subestação é um conjunto de condutores, aparelhos e
equipamentos destinados a modificar as características da energia elétrica (tensão e
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corrente), permitindo a sua distribuição aos pontos de consumo em níveis
adequados de utilização [3].
Como tal os Sistemas Elétricos de Potência (SEP) devem garantir a
confiabilidade, a elevada continuidade e a qualidade de serviço, no que se diz
respeito ao fornecimento de energia elétrica. Nesse contexto, as Subestações (SE)
são responsáveis por compor uma parte importantíssima no SEP, ou seja, é de vital
importância manter as SEs em total funcionamento devido as frequentes
perturbações, avarias de equipamentos e defeitos ocorridos devido a causas
naturais ou humanas [4].
2.3. Estrutura de uma Subestação
Os sistemas de SEs atuais possuem equipamentos em diferentes categorias.
Podem ser divididos em três grandes níveis [5]:
Nível de processo: é onde se encontram os sensores e atuadores que são
necessários para monitorar e operar os equipamentos dos quais são responsáveis
diretamente da transferência de energia, como por exemplo, disjuntores,
seccionadoras e transformadores.
Nível de chão de fábrica ou de nível de bay: é onde estão situados os
equipamentos de proteção e distribuição de energia.
Nível de estação: é onde estão centralizados os computadores, isto é, os
sistemas gateways e também onde o controle e supervisão são realizados.
Estes três níveis podem ser mais bem retratados na figura a seguir:
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Figura 2.1 - Níveis de uma subestação [5]
2.4. Arquiteturas
Baseada nas definições anteriores, podemos descrever três diferentes
arquiteturas usadas atualmente para a automação de subestações:
Soluções Centralizadas – são caracterizadas por terem um elemento central
de computação, armazenamento de dados e comunicação. Nesse caso, para
representar isso, podemos exemplificar esta solução com o uso de uma central UTR
(Unidade Terminal Remota) de funções de controle e monitoramento. Todas as
aplicações são executadas na UTR, e todos os dados, provenientes do processo,
são solicitados e armazenados na UTR.
Soluções Descentralizadas – são muito comuns em sistemas de automação
de subestações atuais. Eles possuem uma IHM (Interface Homem-Máquina) e um
gateway no nível de estação, todas as unidades de proteção e controle no nível de
bay e uma interface convencional para o nível de processo. Os níveis de estação e
bay são conectados via barramento de estação. Nessa solução a maior
funcionalidade de controle e proteção está localizada no nível de bay. O gateway é o
ponto simples de conexão remota.
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Soluções Descentralizadas BP – é semelhante à solução descentralizada
descrita acima, porém com um BP (Barramento de Processo) para a conexão entre
o bay e o nível de processo em vez da interface convencional. O barramento de
processo conecta-se a sensores inteligentes no nível de processo.
Figura 2.2 - Exemplos de Barramentos de Processo [5]
2.5. A importância da automação em Subestações
O principal objetivo de uma subestação é manter da melhor forma possível o
fornecimento estável e constante de energia elétrica que será entregue ao
consumidor.
Portanto, essa entrega de energia deve ser realizada com o mais alto nível de
qualidade. Daí surge à necessidade de existir sistemas automatizados que
proporcionem vantagens em relação ao tempo de resposta dos equipamentos. E
não somente isso, podemos citar várias razões de que o caminho é esse, por
exemplo, podemos citar:
Rapidez, precisão e confiabilidade;
Minimização de falhas no SEP;
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Supervisão automática e, em tempo real de todos os parâmetros do
SEP;
Redução de custos;
Fornecimento de dados e situações ao operador;
Detecção de falhas;
E a automação de uma subestação de energia elétrica significa, de uma
forma geral, monitorar e controlar as grandezas elétricas envolvidas no processo de
transmissão e distribuição de energia: tensões, correntes, potências ativas, reativas
e posições aberta/fechada de seccionadoras e disjuntores.
Em outras palavras, uma subestação deve possuir como requisito principal
uma enorme confiabilidade em seu processo e para que isso aconteça, seus
equipamentos de controle, monitoramento e supervisão, devem ser capazes de
responder de forma rápida e segura em situações de adversidades.
Para se automatizar uma subestação é necessário que os equipamentos
possam está conectados entre si e isso somente é possível através de uma rede de
comunicação que possa oferecer um caminho para troca de informações. Nessa
rede utiliza-se de protocolos que realizam possibilitam o diálogo entre os
equipamentos garantindo a redução do tempo de comunicação.
2.6. Principais Características de uma Subestação
Automatizada
Um sistema automatizado deve possuir as seguintes características [6]:
Avaliar uma ocorrência e submeter os procedimentos adotados
normalmente por um operador;
Para aparições de contingências defeituosas utiliza-se de sistemas de
proteção para isolar a área efetuada, garantindo a integridade dos equipamentos;
Identificar os componentes envolvidos e comunicar qual deles
encontra-se afetado;
Efetuar relatórios que registrem as faltas como o objetivo de possuir
históricos que poderão ajudar a evitá-los em futuros projetos;
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Efetuar os devidos intertravamentos para evitar manobras indevidas e
possíveis danos físicos ou perdas de vidas humanas.
2.7. O Sistema SCADA
É o sistema de supervisão, controle e aquisição de dados. É composto
basicamente de um software que realiza a interface do sistema de automação da
subestação com o operador.
A principal função de um sistema SCADA (Supervisory Control And Data
Acquisition) é obter dados de um determinado processo, nesse caso, informações de
valores e estados das variáveis dos equipamentos que estão no campo, com a
finalidade de poder realizar o seu controle e supervisão. A arquitetura é composta
basicamente por dispositivos que recolhem os dados e estes são colocados numa
rede de comunicação à disposição de todos os membros do sistema e de seus
subsistemas.
No sistema SCADA é configurado toda a base de dados do sistema, como os
valores de todas as variáveis digitais e analógicas, além das listas de eventos e
alarmes.
Os servidores de dados são responsáveis por armazenar e tratar essas
informações. Os servidores de comunicação são responsáveis pela comunicação
dessas informações com os equipamentos do processo e com diferentes níveis
hierárquicos.
Para o acesso ao sistema é necessário o auxílio da IHM. Na tela IHM todas
as informações são apresentadas e geralmente são mostradas através de
representações de diagramas unifilares do sistema. É ela que torna possível
enxergar a situação em tempo real do que está acontecendo em determinado
equipamento.
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2.8. Protocolos utilizados em Subestações
Atualmente os SAS (Substation Automation System) consistem de
equipamentos de diferentes fabricantes e diferentes gerações. PLC’s, computadores
industriais, processadores de comunicação de dados, IED’s entre outros são
exemplos de equipamentos que compõem uma subestação atual. No entanto, a
integração desses equipamentos tem sido uma das principais dificuldades para a
automação de subestações de energia [5].
Nas subestações, a maioria dos equipamentos necessita de comunicação em
tempo real, imediatas, e para possibilitar, por exemplo, a comunicação entre dois
sistemas normalmente utiliza-se um conjunto de regras, proprietárias ou não, para a
comunicação de dados. Esse conjunto de regras é conhecido como um protocolo [7].
A existência dessas regras estabelece um problema na integração de desses
equipamentos no âmbito do SAS. Cada fabricante define um protocolo específico
para seus equipamentos e isto impede a integração com aqueles de outros
fabricantes [8]. Na Figura 2.3 pode-se enxergar melhor esta explicação.
Figura 2.3 - Principais protocolos usados para automação [9]
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Atualmente, os principais protocolos utilizados nas subestações [7] são:
Profibus: automação de processo para indústria e SE’s (líder de mercado na
Europa).
Modbus: um protocolo popular tipo mestre-escravo com uso industrial que se
tornou popular em subestações. Garante comandos simples de Leitura/Escrita para
endereços dentro de um IED.
DNP (Distributed Network Protocol): usado principalmente na América do
Norte, e também é do tipo mestre-escravo. Pode rodar sobre diversas portas de
comunicação, como também emitir tipos múltiplos de mensagens de
Leitura/Gravação a um IED.
IEC 60870-5-101: é considerada como o sócio europeu do DNP, a diferença
está na sua estrutura de envio de mensagens e na habilidade de alcançar
informações dos objetos do IED.
2.9. O Modelo OSI
Segundo estudos [10], no início da década de 1980, com o objetivo de facilitar
o processo de padronização para conectar equipamentos de diferentes fabricantes,
a ISO (International Standards Organization) estabeleceu um modelo de arquitetura
para sistemas abertos, definindo as diretivas genéricas para a construção de redes
de computadores, independente de suas tecnologias. Esse modelo foi denominado
OSI (Open Systems Interconnection) e serve como base para a implementação de
qualquer tipo de rede.
O modelo OSI é um conjunto de padrões para a formação de um modelo de
arquitetura de comunicação entre sistemas. Este modelo divide o sistema de
comunicação em partes menores denominadas camadas, onde cada camada é uma
coleção de funções similares que prestam serviços à camada acima e recebe
serviços da camada abaixo. Assim, uma rede de comunicação é dividida em sete
camadas hierárquicas, ou seja, cada uma usa as funções da própria camada ou da
camada inferior, para esconder a complexidade e transparecer as operações para o
usuário, seja ele um programa ou outra camada [11].
A Figura 2.4 ilustra as camadas definidas pelo modelo OSI.
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Figura 2.4 - Modelo OSI [11]
Camada Física
A camada física realiza a codificação dos símbolos e caracteres em sinais
elétricos lançados no meio físico. O nível físico tem a função de transmitir uma
sequencia de bits através de um canal de comunicação. A função típica desta
camada é fazer com que um dado transmitido por uma estação seja entendido pelo
receptor. Assim, este nível trabalha com as características mecânicas e elétricas do
meio físico, como por exemplo: número de volts que devem representar os níveis
lógicos, velocidade máxima da transmissão, transmissão simplex, half duplex ou full
duplex, número de pinos do conector, diâmetro dos condutores [11].
Camada de Enlace ou Ligação de Dados
A camada de ligação de dados também é conhecida como camada de enlace
ou link de dados. Esta camada detecta e, opcionalmente, corrige erros que possam
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acontecer no nível físico. Além disso, também estabelece um protocolo de
comunicação entre sistemas diretamente conectados.
Camada de Rede
A camada de rede é responsável pelo endereçamento dos pacotes de rede
associando endereços lógicos (IP) em endereços físicos, de forma que os pacotes
de rede consigam chegar corretamente ao destino. Essa camada também determina
a rota que os pacotes irão seguir para atingir o destino, baseada em fatores como
condições de tráfego da rede e prioridades.
Camada de Transporte
A camada de transporte é responsável por receber os dados enviados pela
camada de sessão e segmentá-los para que sejam enviados à camada de rede, que
por sua vez, transforma esses segmentos em pacotes. No receptor, a camada de
transporte realiza o processo inverso, ou seja, recebe os pacotes da camada de rede
e divide em segmentos para enviar â camada de sessão. Isso inclui controle de
fluxo, ordenação dos pacotes e a correção de erros, tipicamente enviado para o
transmissor uma informação de recebimento, informando que o pacote foi recebido
com sucesso.
Camada de Sessão
A camada de sessão permite que diferentes aplicações definam a forma como
será feita a transmissão de dados e estabelecem uma sessão de comunicação. Esta
camada disponibiliza serviços como pontos de controles periódicos a partir dos quais
a comunicação pode ser restabelecida em caso de falhas na rede.
Camada de Apresentação
A Camada de Apresentação, também chamada de tradução, realiza a
conversão do formato de dados, de forma que eles sejam entendidos por todos os
sistemas envolvidos na comunicação, ou seja, através dos serviços desta camada,
sistema de 32 bits podem trocar informações com sistemas 64 bits sem problemas
de interpretação [10] [11].
Camada de Aplicação
No topo do modelo OSI está a camada de Aplicação, que corresponde aos
programas que serão utilizados para efetuar a interação entre a máquina
destinatária e o usuário da aplicação.
CAPÍTULO 3
A NORMA IEC 61850
3.1. Introdução
Por necessitarem de tecnologias em automação que possam facilitar a
supervisão e controle de seus equipamentos, com o objetivo principal de atender,
sem interrupções, a demanda requerida por uma grande massa de consumidores, as
Subestações são incentivadas a buscar cada vez mais modernizações e
atualizações (retrofit) de seus sistemas. Desempenho, qualidade técnica, satisfação
dos clientes, apresentam-se como os principais motivadores para a digitalização de
SE’s. Para que tais demandas sejam satisfeitas é necessário que uma grande
quantidade de informações sejam adquiridas e processadas pelo SAS e para que tal
volume seja utilizado de forma ágil e confiável é necessário que uma rede de
comunicação de dados seja aplicada para este fim [9].
Porém, devido capacidade de atualmente a tecnologia aplicada a
comunicação evoluir de forma muito mais rápida, realizar essa atualização do
sistema das subestações nem sempre é tão simples, isto porque uma subestação é
composta por equipamentos de diferentes fabricantes e de diferentes gerações [12].
Para que essa transição ocorra de forma mais suave é necessário, na maioria das
vezes, aliarmos o conhecimento humano ao que existe de tecnologia de última
geração.
Como vimos no capítulo anterior, para que dois IEDs diferentes troquem
informação entre si, faz-se necessário o emprego de um conjunto de regras, ou seja,
protocolos ou mais especificamente “Protocolo de Comunicação”. O protocolo de
comunicação é o conjunto de regras estabelecido e seguido pelos dispositivos
inteligentes que determina o tipo de mensagens e a ordem que as mesmas devem
seguir e isso permite que equipamentos de diferentes fabricantes e com arquiteturas
internas distintas passem a trocar informações importantes para o correto
funcionamento e monitoramento do sistema como um todo [7].
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 28
Infelizmente, no passado, não havia um conjunto de regras claras para
definição dos protocolos de rede, cada fabricante poderia adotar um protocolo
específico, tornando o seu equipamento “incomunicável”, dificultando a troca de
informações entre IED’s. Surgiram então equipamentos chamados de conversores
de protocolo, os chamados gateways, ou então, nos piores casos, essa troca de
informação ocorria fisicamente, via cabo de cobre, provocando grande quantidade
de cabeamento na malha de automação.
A utilização de gateways acaba se tornando inviável quando o assunto é
proteção de sistemas de subestações. Os gateways provocam um atraso na rede de
comunicação e os equipamentos de proteção, por natureza, dependem de atuações
imediatas, rápidas. Se o atraso acontece, a consequência nada mais é que atuações
indevidas e alarmes fora do tempo real, podendo até provocar problemas no
fornecimento de energia [13].
Também como visto anteriormente, nessa área de supervisão, controle e
monitoramento surgiram vários protocolos de comunicação. Entre estes estão o
Modbus, DNP3 e IEC 60870-5-101, mas podemos ver a utilização de outros
protocolos, conforme Figura 3.1 a seguir:
Figura 3.1 - Uso de Diferentes Protocolos de Comunicação em Subestações [14]
Em resumo, equipamentos de fabricantes diferentes impossibilitam a
comunicação direta dos três níveis: entre o nível de processo e o nível de bay, e
entre o nível de bay e o nível de subestação. A situação fica mais crítica no instante
de se inserir um novo equipamento porque haverá, novamente, a necessidade de
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 29
mais conversores de protocolos para que ocorra a comunicação entre eles. É
interessante que até mesmo equipamentos e instrumentos de mesmo fabricante
possuem dificuldades em se comunicar, pois um equipamento mais moderno e mais
rápido nem sempre consegue conversar com o seu antecessor.
Para manter e melhorar a confiabilidade das subestações somente a
ideologias incorporadas para que o sistema SCADA possa realmente realizar o seu
papel, por si só não tem conseguido atender aos padrões de qualidade
demandados, pois esses sistemas possuem limitações e dificuldades quando a ideia
é inserir uma atualização com novos equipamentos.
Surge então a necessidade de encontrar um modo para que os
equipamentos, numa subestação de energia elétrica, possam se comunicar com
maior rapidez sem perder a confiabilidade.
Uma dessas iniciativas são protocolos como IEC-870-5-101/104 que fazem a
comunicação entre centro de controle e subestações, outra iniciativa foi o protocolo
IEC-870-5-103 projetado especificamente para comunicação dos dispositivos de
proteção. Este protocolo utiliza o modelo de mestre-escravo, apresentando a
restrição de um pequeno número de funções e de modelo de dados padronizado
[15]. O projeto UCA e os grupos de trabalho do IEC iniciaram esses esforços e em
seguida se uniram para obter um padrão único o IEC 61850 “Redes de
Comunicação em Sistemas e Subestações” (do inglês, IEC 61850 Communication
Networks and Systems in Substation). Esse padrão está definido em uma norma que
define o modelo de dados e a pilha de protocolos que possibilita a troca desses
dados e tem como premissas básicas a interoperabilidade para permitir a troca de
informações entre equipamentos de fabricantes distintos, a possibilidade de
configurações de funções com as necessidades dos usuários e que ela seja “a prova
de futuro” possibilitando a utilização dos progressos nas tecnologias de
comunicação e nas necessidades dos usuários.
Nos EUA, a norma IEC 61850 já é relativamente consolidada e segundo [16],
esta tem como principais objetivos uma maior integração das informações de campo
utilizando padrões abertos, visando a redução de custos, comissionamento,
monitoramento, diagnóstico e manutenção.
Atualmente, as soluções existentes são baseadas nas conexões com fiação
fixa entre os equipamentos primários da subestação (transformadores, disjuntores,
etc.) e o secundário com equipamentos de proteção, monitoração, controle e registro
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 30
de dados.
Com as características atuais dos IEDs existe uma significativa sobreposição
na funcionalidade entre equipamentos de diferentes tipos. Grupos tipicamente
diferentes dentro de uma instalação reúnem vários equipamentos capazes de
exercer diversas funções, tais como:
Relés de proteção
Medidores
Equipamentos de Controle
Equipamentos de Monitoração
Registros de Eventos
Monitores de Qualidade de Energia
Unidade Terminal Remota (UTR)
Cada dispositivo acima necessita ser instalado, conectado ao equipamento de
subestação e testado. Considerando os requerimentos para redundância, muitos
desses dispositivos necessitam de um elemento principal e outro de backup,
dobrando assim, todos os custos relacionados com as atividades acima.
Vale ressaltar que as necessidades da instalação de relés são totalmente
diferentes dos dispositivos de medição. Como resultado disso, eles necessitam de
seus próprios transformadores, que permitem medição exata de energia ou de
outros parâmetros de sistema.
3.2. A Composição da Norma IEC 61850
Dividida em dez partes, a norma possui requisitos gerais, requisitos de
comunicação, linguagem de configuração, modelo de configuração, mapeamentos
futuros, mapeamento para conexões ponto a ponto e para o barramento de
processo. Na Figura 3.2, podemos ter uma melhor noção de como ela está
estruturada, sendo que cada uma das partes consiste em um documento que define
as características que uma determinada implementação deve ter para estar em
conformidade com a norma.
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 31
Figura 3.2 - Estrutura da Norma [4]
As duas primeiras partes da Norma IEC 61850 abordam os aspectos gerais
da norma e o glossário dos termos utilizados nas partes seguintes.
As partes 3, 4 e 5 abordam os principais requisitos de comunicações
necessários para uma subestação. São exemplos desses requisitos a capacidade de
descrição de um IED, a troca de mensagens entre IEDs e a interoperabilidade entre
dispositivos de fabricantes diferentes.
A parte 6 define a linguagem de configuração dos IEDs da subestação, SCL
(Substation Configuration Language), utilizada para descrever o esquema unifilar da
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 32
subestação, a rede de comunicações, as instâncias de nós lógicos e a sua
associação ao equipamento primário.
A parte 7 abrange 4 subpartes. A parte 7-1 descreve os princípios de
comunicação e modelos de informação que serão usados nas partes restantes. A
parte 7-2 define a ACSI (Abstract Communication Service Interface). Nesta parte são
descritos os modelos e serviços de comunicação entre dispositivos numa
subestação. A parte 7-3 define a CDC (Common Data Class). Nesta parte é
realizada a especificação das CDCs e das estruturas de dados que fazem parte dos
nós lógicos. Finalmente a parte 7-4 que descreve as classes de nós lógicos e
classes de dados compatíveis. Nesta parte é feita a especificação de todos os nós
lógicos.
A parte 8-1 especifica o mapeamento de objetos e serviços a ACSI para MMS
(ISO 9560) e ISO/IEC 8802-3. O mapeamento do ASCI para MMS define a forma
como os conceitos, objetos e serviços ACSI são implementados usando os
conceitos, objetos e serviços MMS. Este mapeamento permite a interoperabilidade
entre funções implementadas por diferentes fabricantes.
A parte 9 define como é feito o mapeamento específico dos serviços de
comunicação. Na parte 9-1 é definida uma ligação chamada Unidirectional Multidrop
Point-to-Point para transporte de um conjunto fixo de dados. Na parte 9-2 é definido
um conjunto de dados configurável que pode ser transmitido em ligações muticast
entre publisher e subscribers.
Na última parte, a parte 10, são abordados os testes de conformidade que
definem o que deve ser testado em um IED e quais os resultados esperados para
que este possa estar em conformidade com a Norma IEC 61850. Definem-se os
procedimentos de ensaio de equipamentos e sistemas, a documentação necessária
para a sua realização e regras para validação e certificação de empresas que os
executem.
O roteiro para entender melhor a norma é descrito na Figura 3.3, onde as
partes 3, 4 e 5 da norma são responsáveis por identificar os requisitos funcionais
específicos para que seja possível a comunicação dentro de uma subestação. Após
isso passamos direto para a parte 7 que está subdividida em 4 partes e é
encarregada de definir o modelo de estrutura de dados para a comunicação, ou seja,
é nessa parte que há o nivelamento abstrato do modelo de dados, onde os
dispositivos físicos são representados agora por funções e atributos específicos.
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Figura 3.3 - Roteiro de análise da Norma IEC 61850 [4]
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 34
3.3. IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente
O termo IED (Intelligent Electronic Device) é largamente utilizado para definir
qualquer equipamento eletrônico que possui algum tipo de inteligência. Porém, no
ambiente de proteção e de energia elétrica, a palavra se refere a um equipamento
com multifunções para a proteção, controle, monitoramento e medição, com
inteligência interna e capacidade de se comunicar com o sistema de supervisão e
aquisição de dados, o SCADA [17], permitindo ainda a concepção de lógica de
bloqueio e de intertravamentos, de maneira integrada, ou seja, todas as
funcionalidades em uma mesma caixa, quanto distribuída significando diferentes
funcionalidades realizadas.
Como parte integrante das novas soluções que a Norma IEC 61850
apresenta, os IEDs representam uma esfera de importância substancial para a
realização de automação de subestações.
Os IEDs recebem dados de sensores e equipamentos elétricos e assim,
podem executar comandos como desligar um equipamento ou regular tensão ou
corrente para atingir um nível pré-definido. Esses equipamentos são de extrema
importância para automação de subestações.
A Figura 3.4 representa o esquema de um IED:
Figura 3.4 - Diagrama Esquemático de um IED [18] [19]
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 35
A Norma IEC 61850 prevê a livre alocação de funções, em que as
funcionalidades necessárias para o correto funcionamento de uma planta podem
está alocadas a um ou a diversos IEDs, como podemos observar na Figura 3.5
alguns desses exemplos mencionados de soluções utilizando os benefícios da
Norma IEC 61850, sendo apresentada a possiblidade de comunicação do elemento
diferencial de linha no IED de um transformador e um IED protegendo mais de um
transformador.
Figura 3.5 - Exemplos de Aplicação com IED moderno [19]
Estes dispositivos de tecnologia microprocessada possibilitam diferentes tipos
de interface com o usuário, sendo a comunicação remota a mais importante delas.
Particularmente no caso da aplicação da IEC 61850 a interface atual de
comunicação é apresentada através de portas de comunicação em TCP/IP,
permitindo que os IEDs possam usufruir de todos os benefícios que esta tecnologia
possui. Neste caso, cada IED, ou porta de comunicação deste IED, apresenta um
endereçamento IP que possibilita que este equipamento possa trocar informações
em um ambiente de rede Ethernet.
Cabe ressaltar, neste momento, que a Norma não especifica o tipo de
interface física (Link Layer) que deve ser usado, mas sim do ambiente da aplicação.
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 36
A possibilidade de comunicação dos IEDs vem do próprio advento da
tecnologia microprocessada, que permite que os dados sejam convertidos e tratados
de maneira digital. Uma vez que os dados estejam na forma digital eles podem ser
trocados entre diferentes dispositivos através de comunicação serial, tipicamente
fibra óptica, que reduz substancialmente a quantidade de cabos no ambiente de
subestações. Ainda, com o aumento da capacidade de processamento e memória,
os IEDs podem cada vez mais realizar funções mais inteligentes, melhorar seu
autodiagnóstico, e aumentar o processamento múltiplo, ou seja, um mesmo conjunto
de dados pode ser processado por diferentes funções de maneira simultânea,
aumentando a segurança e disponibilidade do sistema.
3.4. Nós Lógicos
O recebimento de dados e serviços de comunicação, no âmbito da Norma,
está baseado na ideia de “definição abstrata”, que vem ser de forma simplificada, o
estabelecimento de objetos e serviços independentemente de qualquer outro
protocolo, o que acaba por implicar em um mapeamento para diversas regras de
comunicação que possam atender aos dados e serviços solicitados [9] [20].
Segundo [12], a IEC-61850 é um modelo de dados padronizado totalmente focado
nos conceitos de orientação a objetos. Para isso, emprega funções e atributos de
dispositivos físicos, IEDs, encontrados em uma subestação ou usina.
As funções e suas respectivas instâncias formam o que chamamos de “Nó
Lógico”, sendo que um conjunto de “nós lógicos” formam um “dispositivo lógico”, que
por sua vez reside internamente em um IED. Logo, uma informação que venha a
circular pela rede de comunicação de dados sobre o padrão IEC 61850 possuirá a
seguinte sintaxe:
Dispositivo Físico/Dispositivo Lógico/Nó Lógico.Restrição Funcional.Dado.Atributo
Em outras palavras, o modelo de um dispositivo da IEC 61850 é um modelo
virtualizado que começa com uma visão abstrata do dispositivo e seus objetos sendo
a parte 7 na IEC 61850 responsável por essa definição. Então, o modelo abstrato é
mapeado para uma pilha de protocolos específica na seção da IEC 81850-8-1
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 37
baseado em MMS (ISO9506), TCP/IP e Ethernet. No processo de mapeamento de
objetos para MMS, a seção IEC 61850-8-1 especifica um método de transformação
do modelo de informação dentro de uma nomeada variável objeto MMS que resulta
em uma única e clara referência para cada elemento de dados no modelo.
Por exemplo, supomos que temos um dispositivo lógico nomeado “Relay 1”
consistente de um nó lógico “XCBR1” (Disjuntor 1) do qual nós queremos determinar
a operação de abertura em modo remoto ou a distância. Para determinar isto nós
podemos ler o objeto apresentado na Figura 3.6:
Figura 3.6 - Anatomia da representação de um Objeto IEC 61850-8-1 [20]
O nó lógico é a menor parte de uma função que troca informações. O nó
lógico possui um conjunto de dados característicos do equipamento tornando-se
singular em relação aos outros e esse por sua vez um conjunto de atributos. Esse
modelamento retrata os elementos físicos existentes nas subestações de energia
elétrica, neste caso, por exemplo, um disjuntor.
A Figura 3.7 apresenta essa arquitetura. Podemos afirmar que esta é parte
mais importante da Norma IEC 61850, pois uma das principais vantagens nesse
estilo de modelo adotado são a agilidade e rapidez com que se pode realizar a
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 38
busca de dados, nesse caso nas IEDs.
Figura 3.7 - Estrutura Lógica dos IED’s [21]
De forma similar, exemplificando, pode-se citar o caminho para encontrar uma
variável analógica. Neste caso, utilizamos a frequência. Acessando-se o dispositivo
físico (ou IED) através do seu endereço de rede, temos acesso em princípio ao
“Dispositivo Lógico”. Este, uma vez acessado disponibiliza a localização de vários
tipos de “Logical Devices”, que podem ser proteções, comandos, retornos digitais,
configurações do próprio IED e o que nos interessa nesse exemplo, que são os tags
analógicos (MET). Em seu interior estão os “Nós Lógicos”. O nó a ser utilizado será
o MMXU. Ali é possível visualizar cada uma das classes que compõe o referido “nó
lógico”, para em seguida, encontrar o dado que se está procurando. Na Figura 3.8, é
possível perceber de forma mais clara como essa arquitetura é ilustrada, utilizando-
se o caractere “$” como separador de camadas.
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 39
Figura 3.8 - Arquitetura de uma IED [22]
A utilização de um nó lógico não é singular, ou seja, é possível empregá-lo
mais de uma vez. Para isso acrescenta-se um sufixo ao nome lógico,
individualizando-o. Como exemplo, pode-se trabalhar em um mesmo IED com
informações advindas de dois disjuntores. Para tanto, cada um deles será
denominado por XCBR1 e XCBR2 [9].
Cada nó lógico possui em seu interior um conjunto de dados pertinentes a sua
função e que fazem referência a um elemento físico existente nas subestações de
energia elétrica. Tomando o nó lógico que representa o disjuntor, XCBR, por
exemplo, o mesmo contém vários dados. Na Tabela 3.1 a seguir, estão
apresentados alguns deles.
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Tabela 3.1 - Grupos de Nós Lógicos (IEC 61850 versão 1.0)
Grupo Tipo de Nó Lógico N. Elementos Conjuntos
A Controle Automático 4
C Controle Supervisionado 4
G Função Genérica Referenciada 3
I Interface e Arquivamento 4
L Sistema de Nó Lógico 2
M Contador e Medição 7
P Função de Proteção 27
R Função de Proteção Relacionada 10
S Sensores 3
T Transformador de Instrumento 2
X Disjuntor/Seccionadora 2
Y Transformador de Força 4
Z Equipamentos Extras 14
3.5. Pilha de Protocolos e Classificação do tipo de
Mensagens
Nessa parte da norma o objetivo é a especificação do método de troca de
dados, com ou sem prioridade, através da LAN, com o uso da ACSI, o qual define o
mapeamento dos objetos de dados e serviços.
A pilha de protocolos utilizada pelo padrão IEC 61850 é composta pelo
serviço de geração de dados, camadas de transporte, rede e enlace. A sua
organização está representada na Figura 3.9, sendo importante salientar que
apenas a camada de enlace é comum a todos os tipos de mensagens e é ela que
utiliza o protocolo Ethernet com a possibilidade de estabelecimento de prioridade de
envio/recebimento nas mensagens.
Devido a diferentes tipos de mensagens e cada uma com diferente prioridade,
a norma classifica o tipo mensagens a serem trocadas entre os dispositivos que
compõem a rede conforme importância dessas mensagens para a rede.
As mensagens que não tem restrição de tempo de tráfego, denominada
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 41
comunicação cliente-servidor (mensagens MMS) utilizam toda a pilha de protocolos
enquanto as demais, que possuem restrições quanto a atrasos, são mapeadas
diretamente na camada de enlace.
Por utilizarem todas as pilhas do protocolo, as mensagens cliente-servidor
têm um atraso inserido pelo processamento em cada camada, e por esse motivo
devem estar necessariamente relacionadas a serviços com restrições críticas de
tempo como, por exemplo, sincronização, leitura e escrita de atributos e
transferência de arquivos.
Por outro lado, as mensagens com restrições críticas a atraso, como
bloqueios, são denominados de transferência de objetos genéricos de eventos do
sistema – GOOSE (Generic Object Oriented System Events) – como tipos 1 e 1A e
transferência de valores amostrados – SV (Sampled Values) – como tipo 4. Essas
mensagens além de não utilizarem todas as camadas da pilha de protocolos têm
prioridade mais alta [12].
Figura 3.9 - Pilha de Protocolos Simplificada da IEC 61850 [9] [12]
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 42
Na Tabela 3.2 abaixo é possível verificar qual a importância dada a cada uma
dessas mensagens que trafegam pela rede.
Tabela 3.2 - Tipos de Mensagens e sua Classificação
Tipo Classe
1 Mensagens rápidas
1A Trip
2 Velocidade média
3 Baixa velocidade
4 Dados em rajada (raw data)
5 Transferência de arquivos
6 Sincronização de tempo
3.6. Protocolo MMS
As mensagens MMS (Manufacturing Message Specification) são utilizadas
para troca de informações como sinais analógicos ou digitais, porém, com o único
intuito de indicar o status de um determinado equipamento. Como esse protocolo
emprega o padrão TCP, ele acaba não se tornando rápido o suficiente, por exemplo,
para identificar a atuação de uma proteção, pois sua concepção emprega um
mecanismo de tratamento de erros. Na Tabela 3.2, encontram-se no tipo 2, 3 e 5
quando configurado para ler através de exceção (reports), ou seja, o valor do tag
altera apenas quando há uma mudança superior ao valor de banda-morta
programado. Já quando a comunicação é feita pelo modo pooling, os valores são
capturados pelo mestre de tempos em tempos, aumentando assim
consideravelmente o tráfego de informações na rede. Dessa forma as mensagens
passam a pertencer ao tipo 4 da tabela.
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 43
3.7. Modelo de Comunicação ACSI
No protocolo IEC 61850 são especificados modelos de comunicação
denominados ACSI (Abstract Communication Service Interface ou Interface de
Serviços Abstratos de Comunicação). Estes modelos podem ser agrupados em dois
grupos:
Modelos do tipo Cliente-Servidor: este modelo agrupa um conjunto de
serviços orientados principalmente à realização das seguintes ações: acesso às
informações, notificação automática de informações, sincronismo, comando,
transferência de arquivos e sequência de eventos.
Modelos de comunicação de eventos: orientado a implementação das
aplicações de proteção utilizando uma comunicação ponto a ponto entre IEDs (IEC
61850-6).
3.8. Mensagens GSE
As mensagens de alta prioridade, 1 e 1A, conforme a Tabela 3.2, recebem a
designação GSE (Generic Substation Events). Uma subclassificação é atribuída a
tais mensagens: GOOSE e GSSE.
3.8.1. Mensagens GOOSE
A IEC 61850 define a mensagem GOOSE como: Na ocorrência de uma
mudança de estado, um IED transmitirá em alta velocidade um Evento de
Subestação Genérico Orientado a Objeto (GOOSE), contendo o estado de comando
de cada status de entrada. A mensagem é reenviada sequencialmente em intervalos
definidos durante a configuração (IEC 61850-2).
Uma mensagem GOOSE enviada por um IED pode ser recebida e utilizada
por diversos dispositivos conectados, por exemplo:
Fornecer posições de chaves para intertravamentos;
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 44
Trip de disjuntores;
Partida para oscilografias.
Na Figura 3.10, pode ser visto um exemplo de rede com descarte de cargas,
onde no método antigo, mestre-escravo, o relé do gerador envia uma mensagem
informando a abertura do disjuntor do mesmo para a Unidade Central de Controle
(UCC), e este repassa o comando para os outros relés das cargas, informando-os
para abrir os respectivos disjuntores. Com o uso da mensagem GOOSE, o relé do
gerador envia uma mensagem informando a abertura do disjuntor do mesmo para a
Unidade Central de Controle (UCC) e para os outros relés das cargas,
simultaneamente, informando-os para abrir os respectivos disjuntores [7].
Figura 3.10 - Exemplo de Descarte de Cargas [7]
Ao contrário das mensagens MMS, as mensagens GOOSE são mensagens
do tipo multicast que carregam informações entre os IEDs.
São responsáveis apenas pelo tráfego de mensagens que informam sobre a
atuação de qualquer proteção ou sinal digital. Tais mensagens conseguem ser mais
rápidas do que a própria atuação física de uma proteção de um relé para outro. Tudo
isso porque as mensagens GOOSE fazem uso do serviço SCSM (Specific
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 45
Communication Service Mapping), o qual vem a ser uma estratégia de transmissão
de mensagens até que o emissor das mesmas receba uma confirmação de entrega
pelo receptor ou receptores desejados [9].
A Figura 3.11 ilustra o funcionamento desse mecanismo, sendo:
T0 – retransmissão em condições estáveis, ou seja, não há ocorrência de
nenhum evento por um longo período;
(T0) – a retransmissão em condição estável, e será diminuída na ocorrência
de um evento;
T1 – Menor tempo de retransmissão após um evento;
T2, T3 – tempo de retransmissão até o retorno de T0.
A explicação para os tempos é que em condições estáveis de transmissão, o
tempo em que as mensagens GOOSE são enviadas é igual a T0. Quando um
evento ocorre, o tempo T0 é diminuído para (T0) e então a mensagem GOOSE é
enviada e repetida no intervalo T1, e em intervalos crescentes T2 e T3 até retornar
ao estado de transmissão estável T0.
Dessa maneira, mesmo que um pacote de dado seja perdido, outro pacote
idêntico ao que foi perdido já foi enviado novamente até que uma confirmação de
recebimento seja recebida, garantindo assim o recebimento da mensagem. Para
evitar colisões, a cada novo pacote enviado dobra-se o tempo de espera pela
confirmação até que o tempo máximo de espera (Time Allowed to Live) seja atingido.
Caso essa confirmação não chegue após o tempo programado, o IED entende que a
conexão foi encerrada e o outro dispositivo encontra-se off-line. Na Tabela 3.2
compreende aos tags localizados nos tipos 1 e 1A.
Figura 3.11 - Mecanismo de Retransmissão de Mensagens GOOSE [9]
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 46
3.8.2. Mensagens GSSE
O glossário da norma IEC 61850 define as mensagens GSSE (Generic
Substation Status Event) como similar ao GOOSE, porém diferentemente das
mensagens GOOSE onde a informação é configurável e utiliza um grupo de dados
(dataset), as mensagens GSSE trabalham com uma estrutura fixa para as
informações de estado [9].
Em outras palavras, ela está restrita aos dados contidos somente a valores de
dados de status de comando, como por exemplo, aberto, fechado e em transição
(IEC 61850-2).
Portanto, através do uso das mensagens GOOSE ou GSSE é possível
realizar a troca de informações diretamente entre dois IEDs, comunicação peer-to-
peer, em alta velocidade. Essa característica implica diretamente na modificação do
circuito funcional de uma SE, pois o número de conexões elétricas, feitas com
condutores metálicos, é sensivelmente diminuído.
3.9. Protocolo SV
O protoloco SV (Sampled Values) é responsável pelo tráfego das leituras
analógicas da subestação.
A IEC 61850 parte 9 detalha como será agora configurado o Barramento de
Processo, que nesse caso, vem para substituir os tradicionais cabos elétricos do
secundário dos equipamentos de transformação por uma distribuição da informação
digital no formato SV. As mensagens SV originam-se em TP’s ou TC’s eletrônicos ou
em MU (Merging Units), dessa forma o sinal é enviado via rede Ethernet e distribuído
aos IEDs.
Na essência o SV, de forma extremamente básica, pode ser definido como
sendo a alteração física do conversor A/D, que deixa de estar na entrada do IED, e
passa a ser situado no pátio da Subestação, já trazendo assim o sinal digitalizado
via rede, distribuindo aos IEDs, nas casas de comando, espalhados na subestação.
É importante ressaltar que os relés, com um conversor A/D incorporado, tratam esse
dado e o utilizam em suas proteções. Por esse motivo, pertencem ao tipo 1 da
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 47
Tabela 3.2.
As mensagens SV são transmitidas sobre a camada de enlace do Modelo
OSI, desta forma consegue os requisitos necessários de tempo, pois não existe o
processamento das camadas superior para a entrega dos dados. São do tipo
multicast e trabalha com Priority Tag e V-LAN diferentemente das mensagens
GOOSE, pois para as mensagens SV não existe repetição de envio [23].
As mensagens SV, são, portanto, “streams” contínuas de dados
sincronizados, sendo tais dados oriundos da saída de transdutores digitalizados e
transformadores de instrumento (óticos).
Assim o sinal analógico é convertido em digital e encapsulado de acordo com
a estrutura do pacote SV. Após essa etapa o sinal é enviado pela rede Ethernet. Ao
chegar a seu destino, a mensagem com o sinal é descapsulado e seu valor
interpretado. Após essa interpretação o dado é passado em um conversor D/A que
novamente gera o sinal analógico, reconstruindo [24] [25].
A implementação das mensagens SV pode ser realizada de duas maneiras:
1. A adoção de TCs e TPs óticos que já possuem uma saída digitalizada,
enviando a mensagem SV.
2. Outra forma seria pela introdução de conversores A/D na saída de
cada TC e TP convencionais, digitalizando e enviando o sinal em Merging Units.
Portanto, a comunicação entre os equipamentos primários do nível de
processos e os IED´s pode ser mantida, criando, assim, uma grande facilidade e
economia, visto que existem altos custos somando o projeto, material e mão de
obra, e que agora um único cabo, preferencialmente de fibra óptica, transporta todas
as informações do sistema trifásico.
Existem dois diferentes modos de implantação do SV. Uma é chamada de 9-2
LE (Light Edition), tratada pelo documento da UCA International Users Group:
“Implementation Guideline for digital interface to intrument transformers using IEC
61850-9-2” escrito no ano de 2004. E outra é a metodologia do Process Bus
HardFiber, que foi lançada em 2009 e já se encontra em produção. O modelo
HardFiber da GE é usado nos Estados Unidos, Nova Zelândia, Canadá, México e na
Espanha (Iberdrola 132 KV) que já possui subestações em testes com o barramento
de processos [23]. As duas formas de implementação do Sampled Value possuem
várias diferenças, tais como dataset, sincronismo, taxas de amostragem, quality bits,
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 48
entre outros, podendo ser encontrado maiores detalhes em IEC 61850-9.
3.10. SCL – Linguagem de Configuração de Subestação
Um importante aspecto da IEC 61850 é a configuração da SCL (Substation
Configuration Language) que habilita a configuração da subestação e possibilita
facilmente a especificação da relação da comunicação entre as unidades que
compõem o SAS, e com a ajuda de testes e ajustes adequados, podem ser
implementados imediatamente no projeto [26].
Este tipo de arquivo padroniza as informações relativas aos diferentes IEDs,
ou seja, o modelo de dados e agrupam as informações que estabelecem a alocação
dos diferentes Nós Lógicos nos respectivos IEDs. Além disso, traz informações dos
canais de comunicação e das funcionalidades especificas de cada equipamento de
manobra, estabelecidos através da representação em diagrama unifilar. [27]. A SCL
foi baseada na estrutura XML (eXtensible Markup Language), conforme a Figura
3.12, usando esquemas XML definidos pela IEC 61850-6, criando uma padronização
que permite o compartilhamento de informações entre equipamentos e ferramentas
de software de engenharia. Assim, cada fabricante possui um arquivo .SCL que deve
ser fornecido juntamente com o equipamento, assim com acontece em outras redes
industriais. Há quatro diferentes tipos de arquivos aceitos pela norma:
SSD (System Specification Description) – descreve as funções de
energização do sistema, contendo o diagrama unifilar com as funções de cada relé.
Em outras palavras é a descrição XML dos dados existentes do sistema, ou seja
dentro da subestação.
SCD (Substation Configuration Description) – determina onde os dados se
encontram e para onde devem ir. O SCD descreve a configuração da rede de
comunicação e informações sobre o fluxo de dados de comunicação, ou seja, a
configuração da subestação.
ICD (IED Capability Description) – determina quais os dados disponíveis em
cada IED. É a configuração XML dos itens aplicados em um IED, suas capacidades
e pré-configurações.
CID (Configured IED Description) – determina as informações que a IED irá
A N O R M A I E C 6 1 8 5 0 | 49
disponibilizar na rede. É a descrição XML que determina a configuração de um IED
específico.
A Figura 3.13 mostra a estrutura da SCL definida pela norma, onde o
processo de especificação e implementação oferece um enorme potencial para
racionalização das diferentes práticas existentes na implementação dos projetos
[26].
Figura 3.13 - Estrutura da Linguagem de Configuração da Subestação definido na IEC 61850-6 [26]
As ferramentas de configuração passam então a apresentar papel significativo
nos atuais desenvolvimentos de sistemas de automação de subestações, uma vez
que devem tratar corretamente a formatação prevista pela linguagem de
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configuração da subestação através do arquivo SCL.
A definição da linguagem SCL pode ser vista com uma das grandes vantagens da
Norma IEC61850, pois permite a concepção de ferramentas de geração automática de
bases de dados em todos os níveis de trabalho. A estruturação dos dados em Nós Lógicos,
Dados e Atributos de Dados com semântica bem definida permite que a maioria das
informações a serem configuradas nos IEDs possa ser importada diretamente, sem a
necessidade de tabelas de conversão e endereçamentos especiais, fato este bastante
comum em outros protocolos [27].
3.11. Barramento de Processo
Podemos dizer que como a tecnologia migra para a “próxima geração” de
sensores de baixa tensão e corrente, torna-se uma grande necessidade a
capacidade de digitalizar uma base de quantidades das fontes e transmitir de volta
os resultados dos valores de amostra para a subestação [28].
Além dos SVs, também é muito desejável que se tenha a capacidade de
adquirir informações de status remotamente tão bem como a capacidade de
configurar o controle de saída.
Os contextos da IEC 61850 abordam a necessidade da definição dos serviços
SMV (Sampled Measured Values) e a implementação de um BP (Barramento de
Processo). A camada de processo da subestação está relacionada com a coleta de
informações, como por exemplo, tensão, corrente e informações de status
provenientes de transformadores e transdutores conectados ao processo primário do
sistema de potência – a transmissão de eletricidade.
A IEC 61850 define a coleção de dados via duas diferentes definições de
protocolo:
Como vimos no início deste capítulo a parte 9-1 que define um Unidirectional
Multidrop Point-to-Point para transporte de um conjunto fixo de dados e a parte 9-2
que define um conjunto de dados configurável que pode ser transmitido em ligações
muticast entre publisher (editor) e subscribers (assinante).
A Figura 3.14, apresenta o conceito básico do Barramento de Processo. Os
sinais de tensão e fontes de corrente (baixa ou alta energia), bem como as
informações de status são inseridos de um MU ("Merging Unit"). As MUs em uma
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estação amostram os sinais em uma concordância, a uma taxa sincronizada. Desta
maneira, qualquer IED pode entrar com dados a partir de várias MUs e
automaticamente alinhar e processar os dados. Neste momento, existe uma
implementação ajustada que define uma taxa de amostragem de base de 80
amostras por ciclo, do sistema de energia para proteção e monitoramento e uma
“alta” taxa de 256 amostras por ciclo do sistema de energia para aplicações de alta
frequência, tais como qualidade de energia e oscilografia de alta resolução [28].
A Parte 9.1 especifica um conjunto de dados “universal” pré-configurado ou
como definido em IEC 60044 – 8. Este conjunto de dados inclui a tensão trifásica, a
tensão de barramento, a tensão de neutro, as correntes trifásicas para proteção, as
correntes trifásicas para medição e duas de 16 bits para dados de status.
A Parte 9.2 é uma implementação mais generalizada de SMV de transferência
de dados. Nessa parte, o conjunto de dados ou “Carga” é usando o SCL definido
pelo usuário. Os dados são de diferentes tamanhos e tipos, e podem ser integradas
em conjunto.
Ambas as partes, 9.1 e 9.2, especificam o mapeamento direto sobre uma rede
de transporte Ethernet (ver Figura 3.9). Dependendo da taxa de amostra de dados,
em qualquer lugar de 1 a 5 dispositivos podem ser mapeados num link Ethernet
100MB único. Várias filas de dados de Ethernet 100MB podem ser combinadas em
um único comutador de Ethernet com uma espinha dorsal de 1GB. Nesta
configuração, 50 ou mais conjuntos de dados podem ser publicados em vários
assinantes.
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Figura 3.14 - Conceito de um Merging Unit [28]
3.12. Comparativo DNP-3 x IEC 61850
A seguir na Tabela 3.3, temos um paralelo entre a tecnologia anteriormente
empregada, chamada DNP-3 e o avanço alcançado com a Norma IEC 61850:
Tabela 3.3 - Características entre o DNP-3 x IEC 61850 [22]
Communication Requirements DNP3, 101, 104 IEC 61850
Discovery of IED contentes, browsing NO
SCL-based communication configuration NO
Data polling
Data reporting
Unsolicited text messaging NO NO
Automatic and commanded control
Peer-to-peer NO
Instrument transformer values NO
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Time synchronization NO IRIG-B, IEEE 1588
Configuration revision management NO NO
Engineering access NO NO
Alarm callout, dialback NO NO
Communications diagnostics NO NO
Synchrophasors NO NO
3.13. As principais vantagens da IEC 61850
Embora seja melhor detalhado no próximo capítulo, podemos adiantar
algumas características dessa norma:
Uso dos sistemas de comunicação de alta velocidade baseados na
Ethernet;
Interoperabilidade de equipamentos de diferentes fabricantes;
Redução significativa na quantidade de cabos a serem utilizados,
facilitando o comissionamento e reduzindo a probabilidade de falhas;
Alta confiabilidade e disponibilidade do sistema com o uso de projetos
mais simples e arquitetura mais eficiente;
A obsolescência não mais representa um problema em curto prazo;
Facilidade na expansão do sistema.
CAPÍTULO 4
CONSIDERAÇÕES FINAIS
4.1. A herança dos protocolos de comunicação e sua relação
com o modo de operação da IEC 61850
Um dos grandes desafios que engenheiros de subestação enfrentam é de
justificar investimentos na automação de subestações. Os impactos positivos que a
automação tem nos custos de operação, no aumento da qualidade de energia e na
redução das respostas de interrupção são bem conhecidos. Porém, pequena
atenção é dada a forma como o uso de um padrão de comunicação impacta no
custo para construir e operar uma subestação [20].
O legado dos protocolos de comunicação foi tipicamente desenvolvido com o
duplo objetivo de provê as funções necessárias pelo Sistema Elétrico de Potência
minimizando o número de bytes que foram usados pelo protocolo devido às severas
limitações da largura de banda que eram típicas da tecnologia de canal serial
disponível de 10 a 15 anos atrás, quando muitos desses protocolos estavam sendo
desenvolvidos inicialmente.
Posteriormente, tanto o Ethernet como modernos protocolos de rede, como o
TCP/IP, tornou-se difundido e consolidado e esta herança de protocolos foi adaptada
para funcionar sob o TCP/IP-Ethernet. Esta abordagem forneceu uma aproximação
com as mesmas capacidades de um sistema elétrico de potência como a versão de
canal serial enquanto trazia vantagens de modernas tecnologias de rede para uma
subestação de energia elétrica [20].
A IEC 61850 é única. A IEC 61850 não é um ex-protocolo de canal serial com
reformulação para TCP/IP-Ethernet. A IEC 61850 foi projetada desde o início para
operar em tecnologias de rede modernas e oferece uma quantidade sem
precedentes de funcionalidades que simplesmente não está disponível a partir de
protocolos de comunicações existentes. Essas características únicas da IEC 61850
têm um impacto direto e positivo sobre o custo para projetar, construir, instalar,
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comissionar e operar sistemas de potência.
Enquanto a herança de protocolos sobre a Ethernet permite ao engenheiro de
subestação fazer exatamente a mesma coisa que foi feita a 10 ou 15 anos atrás,
usando Ethernet, a IEC 61850 permite melhorias fundamentais no processo de
automação de subestações que simplesmente não é possível com uma abordagem
convencional, com ou sem TCP/IP-Ethernet. Para entender melhor os benefícios
específicos é bom primeiro examinar algumas das principais características e
capacidades do IEC 61850 e, em seguida, explicar como estes resultam em
benefícios significativos que não podem ser alcançados com as abordagens
anteriores.
4.2. Principais Características Abordadas
Os recursos e as características da norma IEC 61850 que permitem
vantagens únicas são tão numerosos que não podem caber simplesmente em uma
lista. Algumas destas características são aparentemente pequenas, mas pode ter um
tremendo impacto sobre os sistemas de automação de subestações. Por exemplo, o
uso de VLANs e comunicações prioritárias para GOOSE e SMV permitem muito
mais o uso inteligente de switches Ethernet, que por si só pode trazer benefícios
significativos para os usuários que não estão disponíveis com outras abordagens
[20].
Por uma questão de brevidade, vamos listar aqui algumas das características
mais importantes que oferecem benefícios significativos para os usuários:
O uso de um modelo virtualizado. O modelo virtualizado de dispositivos
lógicos, nós lógicos, ACSI, e CDCs permitem definições dos dados, serviços e
comportamento dos dispositivos a serem definidos, além dos protocolos que são
usados para definir a forma como os dados são transmitidos através da rede.
O uso de nomes de todos os dados. Cada elemento de dados do IEC
61850 é nomeado usando sintaxes descritivas para descrever os dados. Os
protocolos anteriores a IEC 61850, por outro lado, tendem a identificar os dados por
local de armazenamento e usar números indexados, números cadastrados para
descrever dados.
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Todos os nomes de objetos são padronizados e definidos no contexto
do Sistema de Potência. Os nomes dos dados no dispositivo da IEC 61850 não são
ditados pelo fornecedor do dispositivo ou configurado pelo usuário. Todos os nomes
são definidos no padrão e fornece um contexto de sistema de energia que permite
que o engenheiro possa identificar imediatamente o significado dos dados, sem ter
que definir mapeamentos que se relacionam com os números de índice e registrar
os números com os dados do sistema de energia, como tensão e corrente.
Serviços de Alto Nível. A ACSI suporta uma ampla variedade de serviços
que excedem em muito, o que está disponível nos típicos protocolos anteriores.
GOOSE, GSSE, SMV, e os registros são apenas alguns dos recursos exclusivos da
IEC 61850.
Linguagem de Configuração Padronizada. A SCL permite a configuração
de um dispositivo e o seu papel no sistema de alimentação são definidos com
precisão usando arquivos XML.
4.3. Maiores Benefícios
As características acima descritas para a IEC 61850 proporcionam benefícios
substanciais aos usuários que a entendem. Ao invés de simplesmente se aproximar
de um sistema baseado em IEC 61850, da mesma forma como qualquer outro
sistema, um usuário que entende e tira proveito das capacidades únicas vai
perceber benefícios significativos que não estão disponíveis em abordagens
anteriores [20].
Ambiguidade eliminada. O SCL não só pode ser utilizado para configurar os
dispositivos e sistemas de energia como também pode ser utilizado para definir
precisamente a necessidade dos usuários de subestações e dispositivos. Usando o
SCL, um usuário pode especificar exatamente e de forma inequívoca, o que é
esperado para ser fornecido em cada dispositivo sem está sujeito a erros de
interpretação por parte dos fornecedores.
Menor custo de instalação. A IEC 61850 permite que dispositivos possam
trocar de dados e status de forma rápida usando GOOSE e GSSE sobre a estação
da LAN sem ligações de fios separados para cada relé. Isto reduz significativamente
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os custos de fiação, utilizando mais plenamente a largura de banda da estação da
LAN para estes sinais e os custos de construção, reduzindo a necessidade de
abertura de valas, canais, conduítes, etc.
Custos mais baixos do transdutor. Em vez de exigir transdutores
separados para cada dispositivo que necessitam de um sinal particular, uma única
MU suportando o SMV, pode entregar esses sinais para vários dispositivos usando
uma única, transdução de redução, fiação, calibração e custos de manutenção.
Custos mais baixos de comissionamento. O custo para configurar e
comissionar dispositivos é drasticamente reduzida, porque os dispositivos da IEC
61850 não exigem tanta configuração manual como os dispositivos antigos. As
aplicações de clientes não precisam ser mais configuradas manualmente para cada
ponto que eles precisam acessar, pois eles podem recuperar a lista de pontos
diretamente do dispositivo ou importá-lo através de um arquivo SCL. Muitas
aplicações exigem nada mais do que a criação de um endereço de rede, a fim de
estabelecer as comunicações. A configuração mais manual é eliminada reduzindo
drasticamente os erros e retrabalho.
Baixos custos na migração dos equipamentos. Isto porque a IEC 61850
define os aspectos visíveis dos dispositivos, além de apenas codificar os dados
sobre o fio e isto reduz o custo do equipamento para migrações. Diferenças de
comportamento de um tipo do dispositivo para outra é minimizada e, em alguns
casos, completamente eliminado. Todos os dispositivos compartilham as mesmas
convenções de nomenclatura minimizando a reconfiguração das aplicações quando
esses dispositivos são alterados.
Custos mais baixos de extensão. Isto porque os dispositivos da IEC 61850
não tem que ser configurados para revelar os dados, as novas extensões são
facilmente adicionadas na subestação sem ter que reconfigurar dispositivos para
expor dados que anteriormente não foram acessados. A adição de dispositivos e
aplicações em um sistema IEC 61850 existente pode ser feito com apenas um
impacto mínimo, se houver, em qualquer dos equipamentos existentes.
Os custos de integração menor. Por utilizar a mesma tecnologia de rede
que está sendo utilizada amplamente, em toda a empresa ou indústria, o custo para
integrar os dados da subestação para a empresa é substancialmente reduzida. Ao
invés de instalar UTRs com altos custos e que tem de ser configurados
manualmente e mantidos para cada ponto de dados necessários no centro de
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controle e aplicação do escritório de engenharia, as redes da IEC 61850 são
capazes de fornecer dados sem comunicação separada (front-ends).
Implementar novas capacidades. Os serviços avançados e recursos
exclusivos da IEC 61850 permitem com simplicidade a inserção de novos recursos e
que não são possíveis com a maioria dos protocolos antigos. Os esquemas de
proteção, de área global, que normalmente são de custos altíssimos se tornam muito
mais viáveis. Como os dispositivos já estão conectados à subestação LAN, o custo
incremental para acessar ou compartilhar mais dados do dispositivo se torna
insignificante permitindo que os novos aplicativos, que seria muito caro para
produzir, seja o contrário.
4.4. Conclusões
IEC 61850 é agora lançada para a indústria. As dez partes da norma agora
são as Normas Internacionais (parte 10 é um projeto de norma internacional). Vimos
no decorrer deste trabalho que esta norma aborda a maioria das questões que a
migração para o mundo digital implica, especialmente, a padronização de nomes de
dados, criação de um conjunto abrangente de serviços, implementação de
protocolos padrões e com um hardware padrão e, também a definição de um
barramento de processo.
A multi-interoperabilidade entre fornecedores de equipamentos tem sido
demonstrada e processos de certificação de conformidade estão sendo
estabelecidos. Discussões estão em andamento para utilizar IEC 61850 nas
subestações para controlar de forma central.
A IEC 61850 hoje é o protocolo do futuro. E isto é devido à escolha dessa
migração por grandes utilitários nas soluções de rede para as subestações.
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4.5. Trabalhos Futuros
Embora IEC 61850 tenha nascido a partir da necessidade de
interoperabilidade de equipamentos no pátio das Subestações, isto não impede que
ela possa migrar para outros tipos de processos.
Em usinas hidrelétricas, por exemplo, sistemas de proteção de
hidrogeradores ainda dependem de comunicação via front-end com as UCDs –
Unidades de Controle Digital (ou UTRs), daí uma sugestão seria a implantação da
norma, uma vez que o objetivo final é garantir a comunicação sem atrasos, inibindo
atuações indevidas, prolongando a vida útil dos hidrogeradores e consequentemente
aumentando a sua confiabilidade.
Outra forma de expansão desse trabalho é a análise, em tempo real, durante
a vida útil do equipamento, ou seja, análises de desempenho, minerar os dados
transportados pela rede IEC 61850, para prevenção de defeitos futuros.
Independente do processo em questão, a IEC 61850 agrega valor inestimável
quando o quesito é comissionar equipamentos e expandir empreendimentos.
Atualmente, o tempo para aquisitar e colocar em operação esses equipamentos é
muito longo e, isto acarreta na possibilidade de deixá-lo obsoleto antes mesmo de
implantá-lo no processo.
Portanto, a IEC 61850 veio para atender infinitas possibilidades de meios de
comunicação em diversos processos, independente de sua complexidade.
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