IEC 61850, subestações digitais e a Smart Grid
Autores: Niclas Wetterstrand e Andrea Bonetti
A IEC 61850 foi lançada em 2003 como norma para subestações digitais e é amplamente usada em tais aplicações. Na prática, a Smart Grid é apenas um sistema de subestações elétricas distribuído regionalmente, portanto, a IEC 61850 também é muito relevante para a Smart Grid e, na verdade, a IEC a designou como uma das principais normas de Smart Grid.
Para saber o que a Megger está fazendo em relação à IEC 61850, o Electrical Tester organizou uma conversa entre Niclas Wetterstrand, diretor industrial da Megger em proteção, e Andrea Bonetti especialista sênior em proteção de relés e IEC 61850 na Megger Suécia.
NICLAS: Há quanto tempo a Megger trabalha com subestações digitais e Smart Grid?
ANDREA: A Megger tem um longo histórico de trabalho com a IEC 61850. Começamos em 2008 com o desenvolvimento do GOOSER e do MGC (Megger GOOSE Configurator), dos quais obtivemos uma patente por alguns conceitos pioneiros importantes, como a comparação de dados de rede com dados de engenharia (SCL) e o ponto de acesso seguro que impediu a conexão de um PC à rede de comunicação da subestação. O GOOSER foi comercializado pela primeira vez em 2009 e foi descontinuado recentemente. Sua funcionalidade, no entanto, está incorporada em conjuntos de teste de relé em nossas linhas SMRT e FREJA 5xx. Nas aplicações de barramento de processo (valores amostrados), implementamos a IEC 61850-9-2 LE (Light Edition) em 2010, quando participamos de um projeto de comissionamento na América Central. Ao longo dos anos, a IEC 61850 progrediu da Edição 1 para a Edição 2 e agora para a Edição 2.1 (que não é uma nova edição que abrange tudo — algo que expliquei aos leitores da ET na primeira edição desta revista). Na Megger, nosso objetivo é seguir a norma e incorporar os novos conceitos em nossas ferramentas de hardware e software.
N: Ouvi muita discussão sobre o certificado KEMA. Você pode explicar o que é e como ele se relaciona com os produtos Megger?
A: O certificado KEMA para a IEC 61850 é, na verdade, um relatório de teste de um instituto de teste credenciado – neste caso, o KEMA (CESI hoje) embora existam outros. O certificado atesta a conformidade com a norma IEC 61850 quanto à interoperabilidade e, por ser emitido por um instituto independente, é chamado de certificado Nível A.
O certificado Nível B também atesta a interoperabilidade, mas é emitido por um instituto acreditado não independente, por exemplo, os laboratórios Hitachi Energy IEC 61850 na Suíça. É uma prática comum realizar os testes na primeira versão de um produto no nível A e subsequentes pequenos ajustes ou melhorias no Nível B. A Megger tem certificados KEMA Nível A em GOOSE e valores amostrados. É amplamente conhecido que os certificados por si só não garantem totalmente a interoperabilidade. Testes adicionais e uma especificação detalhada do usuário final são necessários se um projeto IEC 61850 for executado sem problemas. A certificação é um requisito mínimo que mostra que o fabricante fez o que razoavelmente pode para fornecer um produto ou ferramenta IEC 61850 confiável.
N: Você mencionou GOOSE e valores amostrados. Seria correto dizer que a IEC 61850 é um novo protocolo ou uma nova série de protocolos de comunicação?
A: Esta é provavelmente a pergunta mais comum sobre a IEC 61850 e para ser direto ela é muito mais do que uma série de protocolos. A IEC 61850 é construída sobre três pilares: a Lista de sinais padrão, a Troca de informações padrão e a Engenharia de sistemas padrão.
N: Do que discutimos até agora eu esperaria que GOOSE e valores amostrados façam parte da Standard Information Exchange. Você pode dar alguns exemplos para os outros dois pilares e como eles se relacionam uns com os outros?
A: Você está certo, os protocolos padronizados fazem parte do Standard Information Exchange. No entanto, antes de avançarmos há mais coisas a considerar.
A Lista de sinais padrão fornece uma abordagem padronizada para modelar o sistema, o equipamento e os sinais associados ao sistema e ao equipamento. A lista de sinais padrão faz isso ao definir funções elementares chamadas nós lógicos (LN), juntamente com seus sinais, que são objetos de dados (DOs) e atributos de dados (DAs) e suas descrições em System Configuration Language (SCL).
Uma ideia importante é que, se tivermos um arquivo SCL mestre descrevendo o sistema ele também descreve o tráfego de dados através dele. Outra ideia importante é que podemos considerar o arquivo SCL como a impressão digital da comunicação na subestação.
N: Qual é o benefício de ter os três pilares em vez de um protocolo simples de comunicação de dados?
A: Tenho que admitir, temos feito a mesma pergunta há muitos anos! A resposta é que o conceito dos três pilares é incrivelmente robusto e preparado para o futuro. Algumas pessoas até o descreveram como bonito! No entanto, para entender seus benefícios, alguns exemplos são necessários. Vamos voltar para o arquivo SCL que, como eu disse, pode ser considerado uma descrição do sistema e do tráfego de dados através dele. Detectar e medir o tráfego de dados com uma ferramenta chamada Sniffer de dados permite compará-lo à descrição principal do SCL e alertar sobre diferenças. Essa ideia surgiu inicialmente devido à necessidade de identificar problemas de interoperabilidade nas subestações. Não vamos entrar em detalhes, mas ainda é usado dessa forma. Outra possibilidade, como já dissemos, é considerar o arquivo SCL como a impressão digital da comunicação na subestação. Para perspectiva, fiz uma apresentação de abertura sobre esses conceitos no IEEE GPECOM em 2020. Em uma hora de apresentação, acho que mencionei os protocolos de comunicação por alguns minutos!
N: Interessante, mas isso não é realmente um teste de relé, é?
A: Não, ele vai além do teste de relé! A norma, graças à sua estrutura de três pilares, abre uma gama completa de possibilidades que estão apenas à espera de serem desenvolvidas. Uma das quais a Megger vem trabalhando desde o início de 2009 é a comparação do modelo de dados, descrito pela norma, com o tráfego de dados real, na forma de mensagens de GOOSE, na subestação. Mais uma vez, por este conceito pioneiro, a Megger obteve a patente.
Isso é possível porque a IEC 61850 é muito mais do que uma norma sobre protocolos: Ele oferece uma maneira de descrever o sistema elétrico. Essa descrição é formalizada na linguagem SCL e está disponível nos arquivos SCL. A Megger patenteou alguns algoritmos relacionados que permitem a comparação do GOOSE SCL com mensagens de GOOSE na rede. Como o arquivo SCL é uma impressão digital da comunicação na subestação, a ideia é comparar periodicamente a comunicação real com a impressão digital mestre (referência). Essa comparação fornece uma excelente base para o desenvolvimento de rotinas de manutenção automática. Vários artigos foram escritos pela Megger sobre esses conceitos; além disso, a Megger contribuiu com a Royal Engineering School of Stockholm (KTH) em uma tese importante sobre os mesmos temas:
N: Para fazer essa comparação, precisamos ser capazes de ler as mensagens de GOOSE nas subestações e precisamos ler as mensagens de GOOSE no arquivo SCL. Está correto?
A: Sim! A ferramenta para isso é chamada de Sniffer de GOOSE. É um dispositivo conectado ao barramento Ethernet da subestação e pode ler o tráfego de forma transparente (passivamente), sem enviar dados para o sistema. O Sniffer de GOOSE da Megger faz parte do software Megger GOOSE Configurator (MGC). Esse software também pode ler arquivos SCL, de modo que temos uma ferramenta que pode funcionar perfeitamente com mensagens de GOOSE da rede e do arquivo SCL.
N: Quer dizer, na subestação, leio todas as mensagens de GOOSE e em seguida, importo as mensagens de GOOSE do arquivo SCL da subestação?
A: Sim! Pode haver, por exemplo, 500 mensagens de GOOSE da subestação e também esperamos ter 500 mensagens do arquivo SCL. Esperamos que as mensagens nesses dois conjuntos sejam exatamente equivalentes. Ou, em outras palavras, esperaríamos que as mensagens da subestação se conformassem com a descrição fornecida no arquivo SCL.
N: Você tem exemplos para explicar por que podem ocorrer diferenças?
A: Na engenharia, raramente as coisas são perfeitas. Infelizmente, no estágio de comissionamento, é improvável que você tenha apenas uma versão do arquivo SCL. Diferentes fornecedores trabalharão em suas próprias versões do arquivo, que eles usarão para programar seus dispositivos. Se o arquivo SCL final não estiver atualizado com as informações mais recentes, ou se houver alguns dispositivos que não estão bem programados, haverá diferenças entre as mensagens da subestação e o arquivo SCL.
Por exemplo, em uma situação prática, um relé pode estar fora de serviço. As mensagens de GOOSE desse relé desaparecerão da rede, mas ainda estão no arquivo SCL. Portanto, haverá apenas 80 mensagens de subestação, mas 85 mensagens no arquivo SCL. Ou pode ser que alguém tenha feito alterações em alguns relés, mas, quando questionados, eles afirmam não ter mudado nada. Uma verificação rápida pode mostrar se isso é verdade. Ou pode ser que um switch Ethernet tenha sido substituído por um novo switch com configurações diferentes. Isso significa que as VLANs agora são diferentes, o que resultará em erros e alertas.
N: Que tipo de problemas você descobriu no campo comparando as mensagens da subestação e do arquivo SCL?
A: Os problemas identificados até o momento incluem switches Ethernet substituídos com configurações incorretas, o que significa que algumas mensagens de GOOSE desapareceram e outras perderam sua tag VLAN. Também vi os IEDs reconfigurados, o que significa que algumas mensagens de subestação não foram mescladas (isto é, estavam diferentes) devido a uma revisão de configuração diferente (ConfRev); IEDs fora de serviço ou desconectados, o que significava que algumas mensagens de GOOSE da subestação desapareceram; e IEDs adicionais inseridos para que novas mensagens da subestação fossem exibidas, o arquivo SCL não foi atualizado para esperar. Eu até vi uma situação em que o integrador de sistemas deu ao cliente o que deveria ser o arquivo SCL de fábrica. No entanto, apenas cinco minutos de testes revelaram que havia grandes diferenças entre o tráfego de GOOSE e o arquivo SCL — o arquivo SCL não refletiu a subestação!
N: Qual é a importância de ter a descrição correta da subestação no arquivo SCL?
A: Muito importante porque o arquivo SCL é a documentação básica para resolução de problemas quando algo inesperado acontece. Além disso, é a documentação básica de adaptação. Se o arquivo SCL não descrever a subestação corretamente, todo o conceito da IEC 61850 será prejudicado. Muitos utilitários insistem em uma verificação de comparação do arquivo SCL de fábrica e do tráfego de rede durante o teste de aceitação de fábrica (FAT) e o teste de aceitação do local (SAT). Um arquivo SCL incorreto significa que não há aceitação e nenhum pagamento! A propósito, quando o arquivo SCL descreve a subestação ele é chamado de arquivo SCD (descrição da configuração da subestação).
N: Portanto, o teste de aceitação de fábrica é outra aplicação do método de teste de comparação?
A: Sim e é um aplicativo importante. Nas mãos do usuário final, um teste de comparação é uma ferramenta poderosa que permite determinar se há discrepâncias ou não. Se houver elas precisam ser investigadas e resolvidas.
Há alguns anos eu estava realizando uma sessão de treinamento IEC 61850 para a Megger. Expliquei como testar relés e depois disse que cada usuário da Megger tem acesso ao método de teste de comparação embora eles possam não estar cientes do que podem fazer com ele. No dia seguinte, apenas dois dos dez participantes se apresentaram para o treinamento. Quando perguntei sobre os outros — perguntando se eles tinham um grande problema de subestação pois todos eram funcionários de concessionárias — fui informado de que, como resultado da minha apresentação eles estavam em toda a região verificando seus arquivos SCL!
N: O que acontece se obtivermos, digamos, dez alertas de diferença de um teste de comparação? O que devemos fazer então?
A: Depende da situação. Se for um teste de aceitação de fábrica, pode ser suficiente escrever um relatório sobre os alertas para reter a aprovação do arquivo SCL. Ou talvez seja necessário investigar as causas dessas diferenças. Se você usá-la corretamente, a ferramenta Megger pode identificar as diferenças na comparação. Isso pode ser muito difícil de determinar manualmente, de modo que a economia de tempo pode ser enorme. A ferramenta não consegue resolver as diferenças, mas pode detectá-las.
N: Tudo isso parece que vai ser muito caro.
A: Mas não é. Cada usuário da Megger tem acesso ao método de comparação, já que o software MGC para IEC 61850 é incluído como padrão com o equipamento de teste Megger. Mas muitos usuários da Megger não sabem que têm isso! Este método, reconheço, necessita de um certo nível de competência em relação à norma IEC 61850, que vai além dos testes de relé, mas, depois de se acostumar com o método, fica mais fácil. Mesmo assim, seria muito mais eficaz se o teste de comparação pudesse ser feito automaticamente como algum tipo de monitoramento contínuo. Além disso, percebi que algumas pessoas só leram este manual recentemente para comparar o conceito que introduzimos no mercado em 2009.
N: Quais seriam as vantagens dos testes de comparação automática?
A: Estamos falando de procedimentos de autosupervisão, rotinas de manutenção automática, manutenção orientada por eventos e outros. O benefício de implementar esses itens é que eles aumentam muito a disponibilidade do sistema em comparação com o uso de procedimentos periódicos de testes manuais.
N: Como esses conceitos se relacionam à Smart Grid?
A: Eu diria que uma das principais associações é o custo. Ninguém quer pagar por um teste periódico em um sistema que ainda está funcionando corretamente. Por um lado, queremos ter a melhor disponibilidade possível e, por outro, queremos um sistema simples e barato, que forneça alarmes automáticos quando algo precisa ser reparado. O desenvolvimento de procedimentos de manutenção automática ajudará, portanto, o desenvolvimento da Smart Grid em todas as áreas da sociedade, mesmo em nossas casas.
N: Mas não temos um sistema automático instalado...
A: Está correto, no momento em que é manual, mas temos todas as competências necessárias para implementar um sistema automático. O que a Megger precisa é de um cliente cooperativo e preocupado com esses assuntos, disposto a trabalhar conosco na implementação de testes de comparação automática como parte de um projeto de Smart Grid.
N: Obrigado, Andrea, por dedicar seu tempo aqui nesta entrevista. Foi interessante e instigante. E espero que você tenha resultados positivos na sua busca por um parceiro para trabalhar com você nesses desenvolvimentos. Gostaríamos de ressaltar que estamos abertos a um feedback sobre esta entrevista. Caso os leitores da ET tenham perguntas, favor enviá-las ao editor ([email protected]).
