Cálculo de fiabilidad para sistemas de Automatización de Subestaciones.

Un método de cálculo de una fiabilidad de un sistema de SA, Automatización de Subestaciones,

para unasubestación con una pluralidad de dispositivos de subestación y elementos de comunicación de subestación (IED,CT1, XCBR1; MU1, cw1, cw2, fo1-fo4), que comprende

- identificar una pluralidad de dispositivos de subestación (IED, CT1, XCBR1) para realizar una primerafuncionalidad de Automatización de Subestaciones, y

- calcular la fiabilidad del sistema de Automatización de Subestaciones basándose en una fiabilidad de losdispositivos de subestación identificados,

caracterizado por que el método comprende

- identificar, a partir de una representación de configuración normalizada del sistema de Automatización deSubestaciones que comprende definiciones de flujo de datos lógicos de la primera funcionalidad deAutomatización de Subestaciones, unos trayectos de flujo de datos físicos y elementos de comunicación desubestación (MU1, IED, cw1, cw2, fo1-fo4) correspondientes que habilitan un flujo de datos en relación con laprimera funcionalidad de Automatización de Subestaciones,

- proporcionar una indicación de fiabilidad para cada elemento de comunicación de subestación identificado,

- calcular, basándose en las indicaciones de fiabilidad proporcionadas, una fiabilidad de los trayectos de flujode datos físicos identificados en relación con la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones,

- calcular una fiabilidad para la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones basándose en lafiabilidad de los trayectos de flujo de datos físicos identificados,

- calcular fiabilidades para funcionalidades de Automatización de Subestaciones adicionales que tienen unostrayectos de flujo de datos físicos identificados, y

- calcular la fiabilidad del sistema de Automatización de Subestaciones basándose en las fiabilidades para laprimera y para las funcionalidades de Automatización de Subestaciones adicionales.

Cálculo de fiabilidad para sistemas de Automatización de Subestaciones

Campo de la invención La invención se refiere a sistemas de Automatización de Subestaciones con una representación de configuración normalizada y, más en particular, a una evaluación de su fiabilidad.

Antecedentes de la invención Las subestaciones en las redes de energía eléctrica de alta y media tensión incluyen unos dispositivos primarios tales como cables eléctricos, líneas, vías de conexión, conmutadores, transformadores de potencia y transformadores de instrumentación, que pueden disponerse en playas de distribución y / o módulos. Estos dispositivos primarios se accionan de forma automática a través de un sistema de Automatización de Subestaciones (SA, Substation Automation) . El sistema de SA incluye unos dispositivos secundarios, así denominados Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED, Intelligent Electronic Devices) , responsables de la protección, el control y la supervisión de los dispositivos primarios. Los IED pueden asignarse a niveles jerárquicos, es decir, el nivel de estación, el nivel de módulo y el nivel de proceso. El nivel de estación del sistema de SA incluye una Estación de Trabajo de Operador (OWS, Operator Work Station) con una Interfaz Humano-Máquina (HMI, Human-Machine Interface) y una pasarela a un Centro de Control de Red (NCC, Network Control Centre) . Los IED en el nivel de módulo, que también se denominan unidades de módulo, están conectados a su vez uno con otro así como con los IED en el nivel de estación a través de un bus inter-módulo o de estación que da servicio principalmente al fin de intercambiar información de estatus e instrucciones. Los IED en el nivel de proceso comprenden sensores, o transformadores de instrumentación, para mediciones de tensión (VT) , intensidad (CT) y densidad de gases, sondas de contacto para detectar las posiciones de cambiador de tomas de transformador y conmutador, y / o accionadores inteligentes (E / S) para controlar aparamenta de conexión, como interruptores automáticos o seccionadores. Los IED de nivel de proceso ejemplares, tal como transformadores de tensión o de intensidad no convencionales, o Unidades de Fusión (MU, Merging Unit) dedicadas asignadas a sensores convencionales, comprenden un convertidor de Analógico a Digital (AD) para el muestreo de señales analógicas. Los IED de nivel de proceso pueden conectarse con las unidades de módulo a través de un bus de proceso que sustituye a una interfaz de proceso cableada convencional.

Una norma de comunicación para la comunicación entre los dispositivos secundarios de una subestación ha sido introducida por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC, International Electrotechnical Commission) como parte de la norma IEC 61850 titulada “communication networks and systems in substations”. Para los mensajes no críticos en el tiempo, la norma IEC 61850-8-1 especifica el protocolo de especificación de mensajes de fabricación (MMS, Manufacturing Message Specification, ISO/IEC 9506) basándose en una pila de protocolos de Interconexión de Sistemas Abiertos (OSI, Open Systems Interconnection) reducida con el Protocolo de Control de Transmisión (TCP, Transmission Control Protocol) y el Protocolo de Internet (IP, Internet Protocol) en la capa de transporte y de red, respectivamente, y Ethernet como medios físicos. Para los mensajes basados en acontecimientos críticos en el tiempo, la norma IEC 61850-8-1 especifica los Acontecimientos de Subestación Orientados a Objetos Genéricos (GOOSE, Generic Object Oriented Substation Events) directamente sobre la capa de enlace de Ethernet de la pila de comunicación. Para unas señales que cambian de forma periódica muy rápido al nivel de proceso tal como las tensiones o intensidades analógicas medidas, la norma IEC 61850-9-2 especifica el servicio de Valor Medido Muestreado (SMV, Sampled Measured Value) , que construye, al igual que GOOSE, directamente en la capa de enlace de Ethernet. Por lo tanto, la norma define un formato para publicar, como mensajes de multidifusión en un Ethernet industrial, mensajes basados en acontecimientos y datos de medición digitalizados a partir de sensores de intensidad o tensión en el nivel de proceso. Los mensajes de SMV se transmiten a través de un bus de proceso, que puede, en particular en subestaciones de baja y media tensión rentables, extenderse a módulos vecinos, es decir, más allá del módulo al que está asignado el sensor.

Los sistemas de SA basados en IEC 61850 se configuran por medio de una representación de configuración normalizada o descripción de sistema formal denominada Descripción de Configuración de Subestación (SCD, Substation Configuration Description) que está usando un Lenguaje de Configuración de Subestación (SCL, Substation Configuration Language) dedicado. Un archivo de SCD contiene el flujo de datos lógicos entre los IED “en función de los datos”, es decir, para cada fuente / colector de datos, se especifican unos conjuntos de datos requeridos / proporcionados, a partir de los cuales puede obtenerse una lista de IED de destino o receptores. Además, se define el tamaño del mensaje en términos de las definiciones de los conjuntos de datos, así como las tasas de envío de mensajes para todo el tráfico periódico como GOOSE y SMV. El archivo de SCD especifica de forma similar la distribución de los mensajes de multidifusión en Redes Virtuales de Área Local (VLAN, Virtual Local Area Network) donde un único IED puede enviar diferentes mensajes en tiempo real para diferentes fines dentro de diferentes VLAN del sistema de comunicación de SA.

Pese a que la norma IEC 61850 define la forma en la que los dispositivos de SA pueden hablar entre sí, no define la arquitectura de comunicación, es decir, la forma en la que los dispositivos están conectados entre sí. Como una consecuencia de la inter-operabilidad, hoy en día son técnicamente factibles diferentes arquitecturas. La figura 1 muestra dos ejemplos de posible arquitectura de SA para la misma subestación con dos módulos. El primer ejemplo (parte de arriba) es una arquitectura en la que cada módulo comprende un IED de control C y dos IED de protección (por ejemplo, principal y de respaldo) P1, P2. El segundo (parte de abajo) implementa las funciones de protección de respaldo para ambos módulos en un único IED P2 en el exterior de los módulos.

Las dos arquitecturas de SA anteriores pueden diferir en una serie de medidas características, tal como el rendimiento, los costes de inversión, los costes de mantenimiento, la protección, la seguridad y la fiabilidad. En este contexto, el cálculo de una medida de fiabilidad parece ser un proceso sumamente subjetivo y, por lo tanto, es preciso que se defina con claridad. De hecho, se puede considerar que la fiabilidad de un sistema de SA es la probabilidad de tener acceso a todos, o a todos menos uno, los dispositivos de control desde el PC de estación, mientras que otros solo considerarían el acceso a las unidades de fusión y los interruptores desde los dispositivos de protección. Además, el análisis de una arquitectura compleja dada puede requerir un especialista en fiabilidad, y / o comportar una alta probabilidad de cometer errores durante este proceso.

En este contexto, los principios y métodos de la siguiente invención no se restringen, en modo alguno, a un uso en la automatización de subestaciones, sino que pueden aplicarse de forma similar a otros sistemas de control de procesos con una descripción de configuración normalizada. En particular, ha de observarse que la norma IEC 61850 es también una norma aceptada para las centrales hidroeléctricas, los sistemas de energía eólica y los recursos de energía distribuida (DER, Distributed Energy Resource) así como para las comunicaciones en el exterior de la subestación (comunicación entre subestaciones para teleprotección, o comunicación de subestaciones con el NCC) .

El artículo de B. Yunus y col. entitled “Reliability and availability study on substation automation system based on IEC 61850”, IEEE 2ND INTERNATIONAL POWER AND ENERGY CONFERENCE, 1 - 12 - 2008, da a conocer un estudio de fiabilidad de sistemas de SA basándose en una estructura jerárquica que comporta un nivel de módulo que comprende IED cableados, un bus de estación y un nivel de estación. El bus en anillo de fibra óptica de la estación justifica una fiabilidad de red de comunicación agrupada basándose en 8 conmutadores de Ethernet. En caso contrario, se consideran unas conexiones en paralelo y en serie de los componentes asignados a los diferentes niveles con fines de fiabilidad de protección o control. Los detalles de los trayectos de comunicación no se consideran.

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1. Un método de cálculo de una fiabilidad de un sistema de SA, Automatización de Subestaciones, para una subestación con una pluralidad de dispositivos de subestación y elementos de comunicación de subestación (IED, CT1, XCBR1; MU1, cw1, cw2, fo1-fo4) , que comprende

- identificar una pluralidad de dispositivos de subestación (IED, CT1, XCBR1) para realizar una primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones, y

- calcular la fiabilidad del sistema de Automatización de Subestaciones basándose en una fiabilidad de los dispositivos de subestación identificados, caracterizado por que el método comprende

- identificar, a partir de una representación de configuración normalizada del sistema de Automatización de Subestaciones que comprende definiciones de flujo de datos lógicos de la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones, unos trayectos de flujo de datos físicos y elementos de comunicación de subestación (MU1, IED, cw1, cw2, fo1-fo4) correspondientes que habilitan un flujo de datos en relación con la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones,

- proporcionar una indicación de fiabilidad para cada elemento de comunicación de subestación identificado,

- calcular, basándose en las indicaciones de fiabilidad proporcionadas, una fiabilidad de los trayectos de flujo de datos físicos identificados en relación con la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones,

- calcular una fiabilidad para la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones basándose en la fiabilidad de los trayectos de flujo de datos físicos identificados,

-calcular fiabilidades para funcionalidades de Automatización de Subestaciones adicionales que tienen unos trayectos de flujo de datos físicos identificados, y

- calcular la fiabilidad del sistema de Automatización de Subestaciones basándose en las fiabilidades para la primera y para las funcionalidades de Automatización de Subestaciones adicionales.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende analizar los trayectos de flujo de datos físicos basándose en árboles de averías.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende proporcionar la indicación de fiabilidad para cada elemento de comunicación de subestación identificado a partir de una memoria externa a la representación de configuración normalizada del sistema de Automatización de Subestaciones.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende especificar de forma manual cualquier flujo de datos redundante entre los elementos.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende calcular una fiabilidad de Automatización de Subestaciones para cada una de una pluralidad de diferentes arquitecturas de sistema de Automatización de Subestaciones para la subestación, y comparar la pluralidad de fiabilidades de Automatización de Subestaciones calculadas.

6. Un dispositivo para calcular una fiabilidad de un sistema de Automatización de Subestaciones para una subestación con una pluralidad de dispositivos de subestación y elementos de comunicación de subestación, que comprende

- unos medios de cálculo para identificar, a partir de una representación de configuración normalizada del sistema de Automatización de Subestaciones que comprende definiciones de flujo de datos lógicos de una primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones, unos trayectos de flujo de datos físicos y elementos de comunicación de subestación correspondientes que habilitan un flujo de datos en relación con la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones,

- unos medios de memoria para almacenar una indicación de fiabilidad para cada elemento de comunicación de subestación identificado, y

- unos medios de cálculo para calcular, basándose en las indicaciones de fiabilidad a partir de los medios de memoria, una fiabilidad de los trayectos de flujo de datos físicos identificados en relación con la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones, para calcular una fiabilidad para la primera funcionalidad de Automatización de Subestaciones basándose en la fiabilidad de los trayectos de flujo de datos físicos identificados, para calcular fiabilidades para funcionalidades de Automatización de Subestaciones adicionales que tienen unos trayectos de flujo de datos físicos identificados, y para calcular la fiabilidad del sistema de Automatización de Subestaciones basándose en las fiabilidades para la primera y para las funcionalidades de Automatización de Subestaciones adicionales.

7. Un programa informático que incluye código de programa informático para calcular una fiabilidad de un sistema de SA, Automatización de Subestaciones, para una subestación con una pluralidad de dispositivos de subestación y elementos de comunicación de subestación, controlando el programa informático, cuando se ejecuta, uno o más procesadores de un dispositivo para realizar el método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 5.