soluciones sel para requerimientos de control supervisorio

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© SEL 2018

Soluciones SEL para requerimientos de control supervisorio CENACE / TICs

Aaron LagunesIngeniero de Aplicación de Automatización

SEL LATAM

• Ley de la industria eléctrica y código de red

Regulación Mercado Eléctrico

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• Describe requerimientos de “tecnologías de información” para el Mercado Eléctrico

• Aplica para Transportistas, Distribuidores, Centrales Eléctricas y Centros de Carga

• Medios de comunicación para cumplir telemetría en tiempo real

Manual de Tecnologías de Información y Comunicaciones (TICs)

CAPÍTULO 1 Introducción (Propósito, alcance, términos y definiciones, reglas de interpretación)

CAPÍTULO 2 Disposiciones comunes para el CENACE, el Transportista, el Distribuidor, la Central Eléctrica y el Centro de Carga, así como sus representantes en el MEM

CAPÍTULO 3 Del Centro Nacional de Control de Energía, Responsabilidades del CENACE

CAPÍTULO 4 Transportista4.1 Requisitos de TIC que debe cumplir el Transportista para el Control Operativo del SEN que realiza el CENACE4.2 Requisitos de TIC que debe cumplir el Transportista para la medición para liquidaciones

CAPÍTULO 5 Distribuidor5.1 Requerimientos de TIC que debe cumplir el Distribuidor para el Control Operativo del SEN que realiza el CENACE5.2 Requerimientos de TIC que debe cumplir el Distribuidor para la medición para liquidaciones

CAPÍTULO 6 Central Eléctrica6.1 Requisitos de TIC que debe cumplir la Central Eléctrica para el Control Operativo del SEN y la operación del MEM 6.2 Requerimientos de TIC que debe cumplir la Central Eléctrica interconectada a la RNT, para la medición para liquidaciones6.3 Requerimientos de TIC que debe cumplir la Central Eléctrica interconectada a la RGD, para la medición para liquidaciones

CAPÍTULO 7 Centro de Carga7.1 Requerimientos de TIC que debe cumplir el Centro de Carga para el Control Operativo del SEN y la operación del MEM 7.2 Requerimientos de TIC que debe cumplir el Centro de Carga conectado a la RNT, para la Medición para Liquidaciones7.3 Requerimientos de TIC que debe cumplir el Centro de Carga conectado a las RGD, para la Medición para Liquidaciones

CAPÍTULO 8 Transitorios8.2 Sobre los Sitios de Alojamiento de Telecomunicaciones8.3 Sobre la Calidad de la información y la Disponibilidad de la telemetría y del servicio de voz8.4 Sobre las instalaciones y equipo de prioridad crítica

Manual de TICs

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• 4.1 Requisitos de TIC que debe cumplir el Transportista para el Control Operativo del SEN que realiza el CENACE (voz y datos)

• UTR que cumpla ANEXO 10 y los sistemas SAS de CFE Transmisión

• Calidad y disponibilidad según anexo 2

• Puesta en servicio anexo 5

Requerimiento de UTR del Manual de TICs

• Distribuidor, UTR Anexos 10, 2, 5 y UTR de CFE Distribución


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6.2.1 Centrales Electricas >0.5MW


6.1.4 Centrales Eléctricas, UTR Anexo 10, 2 y 5

f) Debe comunicar a dos Gerencias de Control Regional de CENACE


Requisitos de TIC

¿Se requiere en la Central Eléctrica? ¿Se requiere en el Punto de interconexión?

Equipo para datos de Telemetría en Tiempo real

Sí, se requiere una UTR.Para la implementación de este requisito, la Central Eléctrica debe coordinarse con el CENACE.

Sí. Si el Punto de interconexión se ubica en una subestación del Transportista, se requiere integrar las señales de telemetría a una UTR nueva o a una existente, que cumpla con la especificación aplicable a UTR para subestaciones eléctricas. La determinación sobre si se trata de una UTR nueva o de una existente se realizará en el estudio de interconexión contemplado en el Manual aplicable a la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.Para la implementación de este requisito, la Central Eléctrica debe coordinarse con el Transportista.

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7.1 Centro de carga

(a) Tipo A: Centros de Carga que se conecten a un nivel de tensión menor a 69 kV.

(b) Tipo B: Centros de Carga que se conecten a un nivel de tensión mayor o igual a 69 kV.


Requisitos de TIC¿Se requiere en el Centro de Carga?

¿Se requiere en el Punto de conexión?

Equipo para datos de Telemetría en Tiempo realTIPO A < 69kV

No

Sí, se requiere si el equipo primario es un restaurador o seccionador. El equipo de telemetría o control incluido en el mismo debe cumplir con lo indicado para los elementos de TIC en las especificaciones técnicas VH000-11, VM000-51, VM000-74 y VP000-31.Si el Punto de conexión se ubica en una subestación del Distribuidor, se requiere integrar las señales de telemetría a la UTR, misma que debe cumplir con la especificación técnica aplicable a UTR para subestaciones eléctricas.No se requiere si el medio de desconexión es cortacircuitos fusible.Para la implementación de este requisito, el Centro de Carga debe coordinarse con el Distribuidor

Equipo para datos de Telemetría en Tiempo realTIPO B > 69kV

No

Sí, se requiere una UTR.Para la implementación de este requisito, el Centro de Carga debe coordinarse con el CENACE

Se requiere integrar las señales de telemetría a una UTR nueva o una existente, que cumpla con la especificación técnica aplicable a UTR para subestaciones eléctricas.La determinación sobre si se requiere una UTR nueva o una existente se realizará en el estudio de instalaciones que se contempla en el Manual aplicable a la Interconexión de Centrales Eléctricas y la Conexión de Centros de Carga.Para la implementación de este requisito, el Centro de Carga debe coordinarse con el Transportista

8.1.7 Todos los representantes en el MEM de las Centrales Eléctricas y Centros de Carga deberán cumplir con lo dispuesto en este Manual a más tardar dentro de los seis meses siguientes a la entrada en vigor del mismo .

8.4.1 b) Se consideran equipos críticos, para efectos del numeral 2.1.12 "Bitácoras" del anexo 4:

(i) En las subestaciones 230 kV, 400kV e interconectadas con el extranjero, los siguientes equipos enlazados con el CENACE, con una Central Eléctrica o con un Centro de Carga:

A. El firewall que sirve para conectarse al CENACEB. La UTRC. Los Medidores para LiquidacionesD. La Red Operativa

Transitorio y Prioridad Manual de TICs

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• Definición de UTR del Manual de TICs


UTM2UTM1

UTR

DEI DEI DEI

5.3.1 del Criterio REI 7 “Supervisión del desempeño (garantizar exactitud, validez y precisión)”

Las mediciones analógicas deben cumplir con los criterios de exactitud definidos en el criterio REI – 10 del Código de Red 2016.

Solución integral completa con la familia RTACCumplimiento al 100% del Manual del TICs

7

Cliente Servidor Peer-to-Peer

SEL

DNP3 Serial / TCP

Modbus® Serial / TCP

Flex Parse

Sincrofasores IEEE C37.118

SNMP

IEC 61850 MMS (opcional)

CP 2179

LG 8979

SEL

DNP3 Serial / TCP

Modbus Serial / TCP

IEC 60870-5-101/104

SES-92

LG 8979

IEC 61850 MMS (opcional)

IEEE C37.118

MIRRORED BITS

IEC 61850 GOOSE (opcional)

Network Global Variable List (NGVL)

Protocolos industriales

SEL-3530Opción de hasta 33 puertos seriales

8

SEL-3530-4Opción de media unidad de rack con 4 puertos

seriales

SEL-3505-3 con módulo I/O integrado

8 Digital Inputs

3 Digital Outputs

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SEL-2240 Axion®

Módulos I/O integrados

• RTAC

• Power Coupler + Bus de Proceso

• Entradas y salidas digitales

• Entradas analogicas 4-20mA/0-10V

• Entradas análogicas de 300Vdc

• Medición de alterna

Modulos Disponibles

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SEL-3555

• 4 puertos Ethernet independientes 10, 100 o 1,000 Mbps

• Configuración de puertos: 4 RJ45, 4 SFP o 2 RJ45 y 2 SFP

• Hasta 10 puertos Ethernet

Puertos EthernetTarjeta SEL-3390E4

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Actualización de computadoras de generación pasada

• Obtención automática de eventos de DEIs SEL

• Almacenamiento de hasta 512 eventos en la base de datos del RTAC

• Integración de eventos con software ACSELERATOR

TEAM® SEL-5045

Reporte eventos más rápido con RTAC

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Colección de Eventos Multimarca

MMSSEL

Modbus® EtherCAT®

SiemensAlstom Courier

GE

Reducir Complejidad en Accesos de Ingeniería Seguros

Supports QuickSet HMI

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• Actividad de la red local

• Datos de red de comunicaciones fácilmente integrada al SCADA con SNMP

Monitoreo de equipos de comunicación

IHM integrado en RTACUso de HTML5

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Mejoras en la Visualización

• Envío de datos al CENACE para transportista, distribuidor, centros de carga y generación

• Requisitos de disponibilidad

Alta confiabilidad en el equipo, stock y/o redundancia

En caso de redundancia el tiempo de conmutación es irrelevante para disponibilidad, pero aun importante para cumplir las pruebas del anexo 10

Cumplimiento del Manual de TICs para UTRcon SEL RTAC

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Calculo de MTBF y Tasa Anual de Falla

MTBF = 100 ( ejemplo)

Tasa de falla en 100 equipos instalados 1 por año

Indisponibilidad depende de reparación o reemplazo MTBR

MTBR = 2 días (ejemplo)

2 / (100 x 365) = 0.000054 para la base instalada

2 / 365 = 0.005 (0.5%) para la instalación

Conmutación 1 minuto 0.5% / 2880 = 0.00017%

Disponibilidad y MTBR SELJL1

JL1 Jean Leon, 14/01/2019

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Disponibilidad y MTBF SEL

SEL NUNCA a cobrado por

una reparación

Hotpital de product

que responde

en 72 horas

Si no Podemos reparar,

reemplazamos

10 años de garantía sin preguntas

Servicio de Clase Mundial

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• Procedimiento y descripción de pruebas para intercambio de información con CENACE

• Protocolo utilizado para intercambio de información será DNP3

• Pruebas exitosas con nueva regulación para casos complejos de centrales en Noroeste y otras área (respuesta a mandos 3s, indicaciones 2s, analógicas, 40 a 60 cambios registrados para variación constante en un minuto, pruebas de conmutación de red y falla de equipos)

Anexo 10 “Implementación de Protocolos de TICs”

• No pérdida ni duplicidad de eventos en caso de:

Falla de comunicación

Falla de una UTR

• RTAC cumple con esquema Hot-Standby y Hot-Hot

Cumplimiento con UTR Redundante

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• Sincroniza colas de eventos de dos servidores SCADA operando en unidades RTAC separadas

• Requiere una conexión Ethernet entre los dos RTACs

UTR Redundante en SEL RTAC con Protocolo SCADA Redundante

SEL-2725

OR

SEL-3530 RTACSEL-3530 RTAC

SEL-3530 RTACSEL-3530 RTAC

• Habilitar y deshabilitar Interface

• Cambiar dirección IP y mascara de red

• Cambiar dirección de Gateway

• Uso de IPs Virtuales

Control de Interface Ethernetcon Lógica IEC 61131

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Redundancia integrada para protocolos servidores IEC 60870-5-101, -104 y DNP3

Sin duplicación ni pérdida de información

Event Sync

IEC 60870-5-101IEC 60870-5-104

SCADA

Biblioteca Expande Aplicaciones de RTAC

General Purpose Toolbox

Expanded RTAC Functionality(MOT-enabled cost adder)

SEL String

Dynamic Vectors

Queue

Data Structures

Analog Conditioning

QuickSort

Cross-Task Data

SEL Rand

Data Manipulation

Math Complex

Math Matrix

Power Metering

Calculations

FileIO

File System

SVPplus

Power System Model

Horizon Solutions

Email

SNMP Lite

SEL Server Simulator

SEL Ethernet Controller

Features

Channel Monitoring

20

Determinístico

Sistema Operativo de tiempo real con procesamiento de

hasta de1 ms

Tecnología exe-GUARD® lo proteje

contra malware

Seguro

Sin parte móviles y alto rango de

temperatura

Confiable

Procesamiento de alta velocidad y múltiples cores para CPU más

potente

Poderoso

Cumplimiento de UTR de Manual de TIC al 100% con SEL RTAC 3555

Tipos de Sistemas y EspecificacionesTipo de Sistema Especificaciones Aplicables

Subestación Maniobras y/o Transmisión

CFE SAS – 61850 / TICs transportista / CFE-G1000-65 Esquemas de Línea V6700-62 Tableros PCYMSART – Sistema de Automatización de Transformadores y ReactoresG0100-16 ESMAR-PMU

Subestación Distribución CFE SAS, G000-74-UTR / V6700-62TICs distribuidor

Central eléctrica Partiualres de la central / TICs centrales / Codigo de RedGuía de Ajustes de Protección de GENesTransferencia de auxiliares

Punto de interconexión de la central de eléctrica en transmisión (subestación elevadora)

Particulares del productor / Requisitos de interconexión de centrales / CFE-G1000-65 TICs Punto de interconexión >69kV

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Requerimientos Manual de TICs

Sincronía de tiempo

Medición con PQ

Canal primario a Cenace

Comunicación VoIP

Medición SCADA (UTR)

Canal de respaldo a CENACE

Comunicación voz comercial de la carga o central

Canal medición con PQ y sincronía de tiempo

Comunicación VoIP con la carga o central

Registro de Instrucciones de Despecho solo si la central o carga es despachable

Mediciones del analizador de PQMediciones del PMUMediciones del RD

punto de conexión

punto de conexión

punto de conexión

punto de conexión

punto de conexión

punto de conexión

Carga o central

Carga o central

Carga o central Carga o central Carga o central

Tipo Tensión y P a b c d e f g h i j kcarga Convencional U < 69 Kv X X X

GEN Tipo A G < 0.5 MW X X 64 X 64

GEN Tipo B G < 69kV0.5 MW<= G < 5 MW

X X 64 X64

carga

Especial y centros de carga "Abasto Aislado" U < 69 Kv

X X 128 X X X

carga Convencional 69 kV < U X X 128 X X X

GEN Tipo B G < 69kV5 MW<= G < 10 MW

X X 128 X X X128

X

carga Controlable U < 69 Kv X X 128 X X X 128 X

carga

Especial o centros de carga "Abasto Aislado"

69 kV < U <230kV

X X 128 X X 128 X 128 X

GEN Tipo B 69kV => G10MW<= G < 30 MW

X X 128 X X 128 X 128 X

carga Controlable69 kV < U <230kV

X X 128 X X 128 X 128 X X

GEN Tipo C10MW<= G < 30 MW

X X 128 X X 128 X 128 X X

carga

Especial o controlable o centros de carga "Abasto Aislado"

X X 512 X X 512 X512

XX

X

GEN Tipo D 30 MW<= G X X 512 X X 512 X 512 X X X

Requerimientos Manual de TICs Zoom

Sincronía de tiempo

Medición con PQ

Canal primario a Cenace

Comunicación VoIP

Medición SCADA (UTR)

Canal de respaldo a CENACE

punto de conexión

punto de conexión

punto de conexión

punto de conexión

punto de conexión

punto de conexión

Tipo Tensión y P a b c d e f

carga Convencional U < 69 Kv X X

GEN Tipo A G < 0.5 MW X X 64


X X 64


X X 128 X X 128

carga


X X 512 X X 512

GEN Tipo D 30 MW<= G X X 512 X X 512

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Requerimientos Manual de TICs Zoom

Comunicación voz comercial de la carga o central

Canal medición con PQ y sincronía de tiempo

Comunicación VoIP con la carga o central

Registro de Instrucciones de Despecho solo si la central o carga es despachable

Mediciones del analizador de PQMediciones del PMUMediciones del RD

Carga o central

Carga o central

Carga o central Carga o central Carga o central

Tipo Tensión y P g h i j k

carga Convencional U < 69 Kv X

GEN Tipo A G < 0.5 MW X 64


X64


X 128 X X

carga


X

512

X

X

X

GEN Tipo D 30 MW<= G X 512 X X X

Sistema SAS – 61850 ver 2016

• Servidor SCADA Redundante con RTAC 3555, aplica TICs

• Consolas de control local

• CuFo (SEL2440 o AXION)

• MCADs (SEL451 o AXION)

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Sistema SAS – 61850 ver 2018

• Servidor SCADA Redundante con RTAC 3555, aplica TICs, HMI integrada

• Redundancia a bahías y UTM

• Consolas de ingeniería

• UCP P y R (SEL451 o AXION)

soluciones sel para requerimientos de control supervisorio

Documents