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Subestaciones Digitales: 6

pilares para digitalizar una

subestación

siemens.com/digital-substationUnrestricted © Siemens AG 2019

Unrestricted © Siemens AG 2019

January 2019 Smart Infrastructures | Digital Grid

Principales factores que impulsan

la revolución de los sistemas de energía…

Sector energético

centrado en el

prosumidor

Page 2

Descarbonización“All electric world” – Fluctuating infeed – e-Mobility

C

O

2

La generación de las energía renovables

Aumentarán un 300% entre el 2010 y el 2030, y su

participación se elevara a un 40% en el 2030

DescentralizaciónGeneración Distribuida – Microredes – Autonomía Energética

Nuevas instalaciones de Generación Distribuida

Aumentarán hasta un 150% entre el 2010 y el 2030, y su

participación se elevara hasta un 67% en el 2030

DigitalizaciónConectividad – Grid edge – Principio E2E

Nuevas instalaciones de medidores inteligentes

Aumentarán en un 200% entre el 2015 y el 2025

Llegando a 100 millones por año en el 2025



Subestación digital –

Asignación de los 6 aspectos

Digitalización del

nivel de proceso2

Digitalización del

nivel de estación1

CiberSeguridad

3

Gestión de

activos4

Operación de la

red5

Ingeniería

integrada6

Instrumentos de medición No-

convencionales (LPITs)Provee valores primarios a las MUs

basándose en nuevos principios

2Merging Units (MU)Convierte valores análógicos

primarios de los LPITs en

información digital

(Sampled Measured Values –

SMV’s)

2

Bus de ProcesoComunica la información de bahía al

Sistema de control y protección

basado en IEC 61850-9-2

2

SensoresProvee más información del estado

actual del equipamiento eléctrico

4

IoTAplicaciones centrales de valor añadido

Análisis Big data integración IT/OT

3

Sala de Control DigitalProtección digital y automatización

con bus de estación basado en IEC 61850

1

Sala de Control DigitalMás adquisición de datos, aplicaciones

decentralizadas inteligentes, ciberseguridad

3

4 5

64 5

1. Digitalización del

nivel de estación

siemens.com/energyUnrestricted © Siemens AG 2019



Comunicación IEC 61850 en una Subestación

Control Center

IEC 608705-104

Digital

Merging

Unit

Parallel wiring

Substation Controller

Station bus MMS – Client/Server (Part 7/8)

Sampled Values (Part 9)

GOOSE (Part 7/8)

IEC

61

850

DNP3 TCP

3rd party

device

CT

VT

Digital and

analog

Merging Unit

Process bus

2. NCIT’s para GIS




Nivel digital de proceso

Reducción de tamaño en 30% y en peso -1.500 kg

Transformadores Inductivos de Tensión y Corriente

(convencional)

Sensor de tensión y corriente

(no-convencional)

Figura mostrada: GIS Clean Air 145 kV

3.7 m

2.9

m

LPIT

3.2

m

5.5 m

CT VT



Nivel digital de proceso

Resumen - Mostrado: GIS Clean Air 145 kV

Anteriormente

Controlador

de subestación

Centro de Control

Cableado paralelo

Bus de estación

Caseta de protección

50 – 250 m5 m

3.2

m

Valores analógicos

Cableado de cobre

Bus de proceso basado en IEC61850-9-2

Centro de Control

Bus de estación

Caseta de protección

IEC

61850

Ethernet

IEC 61850-9-2

Cableado de

fibra óptica

Merging

UnitLPIT

2.9

m

3.5 m

Digital

Controlador

de subestación



DIGITALIZACIÓN DEL NIVEL DE PROCESO - GIS LPIT

Convencional /Instrumento de baja potencia de Transformador-

Tecnología

Transformador de tensión inductiva (VT) Transformador de corriente inductiva(CT)

Tecnología de Instrumento de medición convencional

Tecnología de Instrumento de medición de baja potencia (LPIT)

1 x Probeta de campo eléctrico

para Medición de Tensión

2 x Bobinas Rogowski para Medición

de Corriente (redundante)

Corte de resina moldeada con sensores

de tensión y corriente integrados

+

+ =

3.2

m

5.5 m

2.9

m

3.7 m



Merging

UnitSensor

Sistema de

contacto

trifásico

Convencional e Instrumento de medición de baja potencia

Imágenes CIGRE 2014

Mediciones:

2 x mediciones de corriente por fase;

1 x medición de tensión por fase.



Funcionalidad Clase de precisión

para medición de

corriente con bobina de

Rogowski

Clase de precisión

para medición de tensión

con Electric Field Probe

Medición 0.2 0.2

Protección 5P, 5TPE 3P

Para el logro de estos resultados precisos es necesario una calibración de los sesores LPIT

durante las pruebas rutinarias de fábrica.

Precisión de medición

2. TCs ópticos para AISEstado actual de la tecnología - presentación del producto

www.trench-group.comUnrestricted © Trench Germany GmbH



Medición de corriente óptica

Principio físico: Efecto Faraday

Efecto Faraday en el campo magnético.

Path

sdHV

INV ~Efecto Faraday con lazo cerrado alrededor de conductor eléctrico.

El efecto Faraday describe una

interacción entre la luz y el campo

magnético (fenómeno magneto-

óptico)

Una onda polarizada lineal (luz) se

gira cuando se mueve a través de un

medio adecuado

El ángulo de rotación está en

relación directa con la corriente

eléctrica “I”

…Faraday rotation angle [rad/A] V…Material parameter (Verdet constant) [rad/T•m] H….Magnetic field strength [A/m] N….Number of turns I…Electrical current [A]

Ey

Ex

Ey

Ex

Polarización de entradaPolarización de salidagirado por un ángulo Rotación de Faraday

α

La corriente “I” a través del conductor

causa un campo magnético



Esquema de instalación propuesto para futuros pilotos y

proyectos reales.

Basado en un nuevo desarrollo de MU – procedente de 2019 Q3

IO245 para TOCTs

Patch

panels

Relé de protección con entrada de

bus de proceso (SIP5)

Sin

cro

niz

ac

ión

de

tie

mp

o

Master clockG

PS

ante

nn

a

Syn

c

tra

nsce

ive

r

Opción: Ethernet-Switch

(RSG 2288)

Or PTP/IEE1588

Opción: Medidor con interface

process bus

Al aire libre Interiores

1 km

CTs ópticos

2. Mergin Unit




SIPROTEC 5 Merging Unit –

Un módulo base se adapta con todos los tipos de sensores

Funciones clave

• Digitalización de todos los datos

primarios cercanos al proceso

• Se adapta a todos los sensores

• Disparo directo de CB

• Supervisión del circuito de

disparo

• Backup de funciones de

protección

• Monitoreo del interruptor

• Se adapta a sus necesidades

6MU85

equipado conCT VT

Rogowski

Coil

Field Probe,

RC-Divider

R-Divider

CT

ÓpticoBI BO

IO207 19 10

IO201 4 11 9

IO202 4 4 11 9

IO211 8 3 2

IO240 4 4 3 2

IO245 3 3 2

SIPROTEC

6MU85



SIPROTEC 5 Merging Unit –

Ajuste perfectamente adaptado a sus necesidades

Ajuste perfectamente

adaptado

• Adaptable a múltiples entradas

CT, VT, LPIT

• BI y BO escalables

• Disparo directo a alta velocidad

del interruptor <1 ms

• Recopilación de datos

adicionales (temperatura,

presión, posiciones del

cambiador de tomas, etc)

• Fuente de alimentación

redundante

• Se puede reemplazar por una

segunda fila

Aux-PS Simple

CT 4 Rogowski

VT 4 Field Probe

BI 19

BO-STD 9

BO-HS 4

Aux-PS Redundante

CT12 PCIT

4 MCIT

VT 4 CIT

BI 111

BO-STD 91

BO-HS 8

4 … 20 mA 4

Aux-PS Redundante

CT 8 PCIT

VT 4 CIT

BI 35

BO-STD 15

BO-HS 8

Aux-PS Simple

CT 8 Ópticos

VT 8 CIT

BI 11

BO-STD 7

4 … 20 mA 4

RTD 12

TR 1200 IP

PCIT … Protección CIT, MCIT … Medida CIT



La modularidad de SIPROTEC 5 Merging Unit 6MU85 es

compatible con asignaciones de núcleo CIT y LPIT

personalizadas

Una MU por núcleo CIT

Main 1

Main 2

Busbar

protection

Metering

Main 1

Main 2

Busbar

protection

Metering

MU redundante para todos los

núcleos CIT

Main 1 and 2,

Busbar

protection,

Metering

Núcleos redundantes de MU y

LPIT



Transformadores de instrumentos

convencionales

SAMU

Plataforma SIPROTEC 5

Con módulo de comunicación SMV

Interoperable

Propietario

Transformadores de instrumentos

no convencionales

Rogowsky Coil

Field Probe

GIS

Estándar de terceros

Merging Units

3rd party

MU

Ba

se

IO2

45

IO2

40

DIGITALIZACIÓN DESDE EL NIVEL DE PROCESOS HASTA EL

NIVEL DE ESTACIÓN BASADO EN MUs E IEDs SIPROTEC 5

AIS



SIPROTEC 5 Merging Units

Protección multi alimentador

Bus de Proceso

6MU85

6MU85

Fuente CIT

Fuente SMV via Bus de Proceso

FG VI

3ph 1

FG Circuit

Breaker 1

FG VI

3ph 2

FG Circuit

Breaker 2

27

59

50BF

CTRL

50

51

27

59

50BF

CTRL

50

51

FG VI

3ph 1

FG Circuit

Breaker 1

FG VI

3ph 2

FG Circuit

Breaker 2

27

59

50BF

CTRL

50

51

27

59

50BF

CTRL

50

51



7UT86

FG Circuit

Breaker 1FG Transf.

50BF

CTRL

87

FG Transf.

side 1

FG Transf.

side 2

50

51

50

51

FG Transf.

side 3

50

51

FG

Bus 1 Disc.

50BFCTRL

FG

Bus 2 Disc.

50BFCTRL

FG

Sec Side Disc.

CTRL

FG

Third Side Disc.

CTRL

FG

Earth Switch

CTRL

Protección del alimentador del transformador

Bus de Proceso HSR

IEC 61850-9-2, GOOSE, IEEE 1588

6MU85

6MU85

Bus de estación PRP



SIPROTEC 5 bus de proceso

Beneficios al utilizar el bus de proceso.

1. Ya no hay tensión secundaria o corriente en los terminales.

2. Sin cableado secundario en relés de protección o armarios

secundarios.

3. Operación más segura de la subestación como menos fallas de

mantenimiento.

4. Menos mantenimiento - más barato de ejecutar (reduce OPEX).

5. Menos cajas (reduce CAPEX).

6. Medición de energía a través del mismo bus de proceso, por

ejemplo, Landis + Gyr E880.

3. CIBER SEGURIDAD




La seguridad cibernética

Las amenazas son reales.





Posibles atacantes

• Organizaciones criminales

• Estados

• Activistas políticos

• Personas que desconocen el

sistema

• Personal interno

Nivel de estación

Nivel de campo

Switch Switch Switch Switch

Switch

Switch

Centro de control

Red insegura

Acceso Remoto

PC de servicioHMI

PC Controlador de estación

IEDs

Protección y

dispositivos de campo

Router! !

!

!

! Acceso no autorizado ! Mal uso de derechos de

administrador! Ataques via Internet ! Malware Firmware alterado!

!





Condiciones:

• Infraestructura crítica

• Operación 24 h

• Componentes estándar de

Windows y Linux.

• Interfaces para redes no

seguras

• Interfaces para redes de oficina

• Mezcla de componentes de

diferentes proveedores con

diferentes tecnologías.

Nivel de estación

Nivel de campo

Switch Switch Switch Switch

Switch

Switch

Centro de control

Red insegura

Acceso Remoto

PC de servicioHMI

PC Controlador de estación

IEDs

Protección y

dispositivos de campo

Router! !

!

!

! Acceso no autorizado ! Mal uso de derechos de

administrador! Ataques via Internet ! Malware Firmware alterado!

!



Medidas de seguridad

cibernética

Seguridad cibernética: seguridad del sistema mejorada con

un marco de subestación seguro certificado basado en IEC

62443

Control de acceso y gestión de

cuentas.

Registro y monitoreo de seguridad.

Endurecimiento del sistema

Parches de seguridad, copia de

seguridad y restauración

Protección de malware

Protección de datos, integridad de

datos y arquitectura del sistema.

Acceso remoto seguro

LOG

El marco de la

Subestación segura de

Siemens está

certificado por TÜV

SÜD según

-IEC 62443-2-4 -

Procesos integradores

-IEC 62443-3-3 -

Funcionalidades

técnicas.

ImplementAssess Manage

4. GESTIÓN DE

ACTIVOS




Gestión de activos

Conectividad de IoT a Energy IP

Substation Device Management (SDM)

Beneficios

• Transparencia de la base

instalada actual.

• Documentación e informes

simplificados.

• Gestión eficiente de parches de

seguridad cibernética

• Facilitador de soporte, gestión

de activos de actividades de

campo.



Descripción general de la arquitectura - Administración de

dispositivos de subestaciones

Substation Automation & ProtectionAssets

Monitorización remota y análisis

Monitoring and analysis platform EnergyIP™

Protection relay Substation PC RTU Router/Switch …

EnergyIP™ ISDM – Local Collector

Advanced Device Management …EnergyIP™SDMConnection to

SVM DB (CERT)

Protocols: IEC 61850, SNMP, WMI

Substation Data (Version information)

Siemens

Enterprise Private Cloud

On premise

SDM se ejecuta en :

Siemens Private Cloud

Long video on the SDM website:

http://www.siemens.com/substation-device-management

http://d36wcsykcv5g5l.cloudfront.net/2013/uploads/onPremIcon.png

http://d36wcsykcv5g5l.cloudfront.net/2013/uploads/onPremIcon.png

http://www.siemens.com/substation-device-management



EnergyIP™ ISDM – Información de activos

Información enviada por EnergyIP™ ISDM

via protocolos estándar, automaticamente de dispositivos compatibles

Atributos principales(automático)

• Nombre de componente

• Número serial

• Version Software / Firmware

• Número de orden(MLFB)

• Nombre de vendedor

• Dirección IP

• Versión de Hardware (si es enviada por el dispositivo)

Atributos adicionales(entrada manual)

• Información topológica (subestación / nivel de tensión / bahía)

• Versión esperada SW/FW



Sistema de automatización de subestación (Hoy)

Red típica con estación IEC 61850 sin conectividad IoT

IEC 61850

IEC 60870-5-104

SIPROTEC 5 SIPROTEC 4 SIPROTEC

Compact

SICAM A8000 SICAM PQ

Q200/Q100

SICAM PAS SICAM SCC

SPECTRUM 5/7

Niv

el

de

CC

ON

ive

l d

e E

sta

ció

nN

ive

l d

e P

roc

es

o

5%

Cantidad seleccionada de Data Objects:

• Estatus de mensajes (Equipamiento primario)

• Alarmas y fallas como grupo de alarmas (Equipamiento

primario y secundario)

• Valores medidos (corriente, tensión, frecuencia)

~ 50 Data Objects / IED

15%

Cantidad requerida de Data Objects:

• Estatus de mensajes (Equipamiento secundario)

• Alarmas y fallas también como mensajes simples

• Mensajes de protección (por ejemplo excitación general,

registro de fallas, ubicación de fallas)

• Valores medidos (V, I, Z, Temperatura, presión, etc.)


100%

Gran cantidad de Data disponible:

• Valores medidos (V, I, Z, Temp, etc.), valores calculados

que incluyen resultados parciales de protección y funciones

automatizadas

• Ajustes de parámetros

• Mensajes de protección detallados (i.e., fases de excitación,

dirección y bucle de información) & mensajes de estatus




Sistema de automatización de subestación (Futuro de hoy)

Desbloquear Máximo Potencial – Subestación digital V4.0 con IoT

IEC 61850

IEC 60870-5-104

SIPROTEC 5 SIPROTEC 4 SIPROTEC

Compact

SICAM A8000 SICAM PQ

Q200/Q100

SICAM PAS SICAM SCC

SPECTRUM 5/7

Niv

el

de

CC

ON

ive

l d

e E

sta

ció

nN

ive

l d

e P

roc

es

o

IEC 61850, Modbus, IEC 60870-5-103, …

SICAM A8000

IoT Gateway

…3rd

Party

• Consolidación de data y visualización

• Aplicaciones, e.g. SIPROTEC Dashboard

• Servicios de valor añadido (e.g. Análisis

de datos)

95%

EnergyIPpowered by MindSphere

OPC UA PubSub



Servicios de Red IoT

Piloto escalable que ofrece beneficios – Ejemplo Ilustrado

Co

mp

añ

ía A

Co

mp

añ

ía B

Operación tradicional

Transparencia parcial de los

activos de la reda través de

información tradicional y limitada:

Valores medidos

Alarmas

Mensajes de protección

Etc.

Mantenimiento tradicional

Mantenimiento programado

Ciclos independientes de

‘Operación real’ y condiciones de

equipamiento/dispositivos:

Mantenimiento preventive

frecuente

Mantenimiento correctivo

Fallas recurrentes

Etc.

Transparencia

Transparencia mejorada de

los activos de red a través del

uso de análisis y vistas de

cuadro de mandos:

Data Object medido

Data Object calculado

Data Objects controlable

Valores enteros, etc.

Entendimiento

Mejoramiento en el

entendimiento del activo:

Equipps/Datos especificos de

equipos

Tendencias y ciclos

Correlaciones

21th14th7th 28th

Verb

rau

ch

Erz

eu

gu

ng

Mejora e Incremento de

eficiencia

Incrementar eficiencia,calidad

y resultados a traves de

medidas objetivo basadas en

el analisis de datos:

Reducir OpeX

Reducir Capex

Maximizar ganancias

Med

ició

n

Producción

Línea 1

Línea 2

Hoy

Hoy

01110111

01110111

01110111


1-2 años.

95%

1-2 años

15%

01110111

01110111

01110111


01110111

3-5 años

95%

3-5 años

15%

Mantenimiento mejorado

Mantenimiento programado de

‘Operaciones activos reales’:

Mantenimiento frecuente

adaptado.

Menos piezas de repuestos y

consumibles

Menos mantenimiento

correctivo

Etc.

Exploración de nuevos

modelos de negocio

Optimización de los gastos

operativos y de mantenimiento

Mejor planificación de los

gastos de capital

Negocio tradicional

Incremento de costos de OpeX

debido al envejecimiento del

equipamiento y condiciones

desfavorables de operación

(incluye severas fallas)

Hacer inversión de capital

basado en ‘Entendimiento

Tradicional’ de ciclos de vida del

equipamiento

01110111


Proyect piloto Red IoT



DIGITAL TWIN

Exportar archivos de simulación



SIPROTEC 5 – DIGITAL TWIN



SIPROTEC DigitalTwin

Application Scenarios

Control Center

Station

Level

Field

Level

Process

Level

Integration in

SICAM systems

Substation

AutomationSICAM

SCC

Human

Machine

Interface

SICAM

PQS

Power Quality

Analysis

DIGSIFirewall

Station busCommunication

Testing of protection interface

DIGSI 5

Online Testing

SICAM

PAS

Process Simulation

Device Testing

Device Training

GOOSE Testing

SIPROTEC

DigitalTwin

Remote Substation



Primera liberación en Hannover Fair 2019

Entrenamiento de manejo del dispositivo

Simulación de información de proceso (valores analógicos y digitales)

Prueba de la lógica CFC y aplicación específica para el cliente

Prueba de comunicación

hacia SICAM el Sistema de automatización de la subestación

IEC 61850 GOOSE entre dispositivos e.i. interbloqueos

Interfaz de protección de información

De PC de ingeniería con DIGSI 5

Análisis de fallas e.i. visualización de registros

5. Operación de la red




5 Grid Operation Support

Monitoreo de área extensa con SIGUARD PDP y PMU

Beneficios

• Rápido monitoreo en tiempo de

la red

• Detección automatizada de

oscilación de potencia, modo

isla y sobrecarga(blackout)

• Archivamiento de data de red

dinámica

• Reporte preciso y condensado

de información

• Conocimiento de la situación a

primera vista

• Soporte de toma de decisions

para mejor utilización

de la red

SIPROTEC

2 PMU

SIPROTEC 2 PMU

SIPROTEC 2 PMU

SIPROTEC 2 PMU



6 | Digitalización del proceso de ingeniería

Ingeniería con SITIPE

Beneficios

• Uso eficiente de típicos

e información de proyecto

• Un solo maestro de información

es designado para todos los

pasos de trabajo

• Intercambio de datos estable y

automático entre pasos de

ingeniería

• Alto grado de calidad de la

información

• Tiempo reducido de operación

• Renovación optimizada

al actualizar fácilmente la

documentación y

las pruebas

Ingeniería

Primaria

Ingeniería

Secundaria

Ajustes de

protección

Configuración

RTU

Simulación y

Pruebas

Ingeniería de

Prueba

Análisis de

Datos



Gracias por su atención

José Francisco Sánchez Hernández

Principal Key Expert Engineering

Siemens S.A.

Smart Infraestructures - Digital Grid

Teléfono: +57 320 8998607

E-mail: [email protected]

www. siemens.com

https://www.siemens.com/fault-location

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