metodología de análisis para la evaluación del desempeño
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UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
Metodología de análisis para la evaluación deldesempeño comparativo de redes de
comunicaciones utilizadas en laautomatización avanzada de subestaciones
eléctricas.Una aproximación entre el desempeño real,
co-simulación y simulación HIL.
Wilmar Jaimes Fernández
Tesis presentada como requisito para optar el título deMagister en Ingeniería Electrónica y de Computadores
Facultad de IngenieríaDepartamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica
10 de Diciembre de 2015
Declaración de Autoría
1. Soy consciente que cualquier tipo de fraude en esta Tesis es considerado como una fal-ta grave en la Universidad. Al firmar, entregar y presentar esta propuesta de Tesis oProyecto de Grado, doy expreso testimonio de que esta propuesta fue desarrollada deacuerdo con las normas establecidas por la Universidad. Del mismo modo, aseguro queno participé en ningún tipo de fraude y que en el trabajo se expresan debidamente losconceptos o ideas que son tomadas de otras fuentes.
2. Soy consciente de que el trabajo que realizaré incluirá ideas y conceptos del autor y elAsesor y podrá incluir material de cursos o trabajos anteriores realizados en la Univer-sidad y por lo tanto, daré el crédito correspondiente y utilizaré este material de acuerdocon las normas de derechos de autor. Así mismo, no haré publicaciones, informes, artícu-los o presentaciones en congresos, seminarios o conferencias sin la revisión o autorizaciónexpresa del Asesor, quien representará en este caso a la Universidad.
Firma:
Nombre: Wilmar Jaimes FernándezCódigo: 200910397C.C.: 80.795.877 de Bogotá
Fecha: 10 de Diciembre de 2015
i
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
ResumenFacultad de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica
This work presents a novel methodology to identify the coherence and reliability of the resultsobtained from co-simulation environments versus the results obtained using real networkingequipment with emphasis on communication delays and its effect over electrical systems.
The electrical system evolution, the simulation tools used for its study from simulators thatonly analyse the electrical system to co-simulator that joint communication and electricalsimulation are showed.
This document presents the software implementation of the methodology and a validation casebased on the transmission of GOOSE messages, defined in the IEC 61850-9 standard, appliedin the automation of the case IEEE 519 modified.
The experimental results from co-simulation and hardware in the loop communication networkperformance are showed.
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
ResumenFacultad de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica
En este trabajo se presenta una novedosa metodología para identificar la coherencia y fiabilidadde los resultados obtenidos en ambientes de co-simulación con los resultados obtenidos conequipos de red reales en cuanto a los retardos de comunicaciones y su efecto en sistemaseléctricos.
Se muestra de forma resumida la evolución que ha tenido el sistema eléctrico así tambiénla evolución de los simuladores utilizados para su estudio, desde simuladores exclusivos desistemas eléctricos hasta propuestas de co-simulación que involucran simuladores de redes decomunicaciones y simuladores de sistemas eléctricos.
Se define de manera conceptual la metodología propuesta y se propone un indicador metodoló-gico basado en la comparación del comportamiento estadístico de variables aleatorias medidasy simuladas.
Se presenta la implementación en software de la metodología, se describen los elementos desoftware utilizados, la elección y configuración del simulador del sistema eléctrico, el procesode desarrollo y configuración del simulador de la red de comunicaciones y el desarrollo de lainterfaz de control y comunicaciones de los simuladores basada en el intercambio de paquetesGOOSE definidos en el estándar IEC 61850-9.
Se propone como caso de validación de la metodología, la implementación de una infraes-tructura de cómputo de co-emulación y la infraestructura de red de comunicaciones para elanálisis del caso IEEE 519 modificado incluyendo una topología de comunicaciones típica deuna subestación eléctrica.
Se muestran los resultados experimentales obtenidos con lo que se comprueba la utilidad dela metodología y del indicador propuesto.
Índice general
Declaración de Autoría i
Abstract ii
Índice de figuras vi
Abreviaturas vii
1. Introducción 1
2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 42.1. Verificación de antecedentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2. Planteamiento conceptual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.2.1. Selección sistema eléctrico y variables de interés. . . . . . . . . . . . . . 62.2.2. Implementación y simulación red de comunicaciones. . . . . . . . . . . . 72.2.3. Generación de interfaz HIL y co-simulación. . . . . . . . . . . . . . . . . 82.2.4. Análisis comparativo y obtención del indicador de coherencia. . . . . . . 8
2.3. Implentación software. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.3.1. Sistema de co-simulación a validar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.3.2. Simulación de sistemas de comunicaciones en subestaciones eléctricas. . 102.3.3. Interfaz de generación de tramas GOOSE para transmitir resultados de
simulación eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.3.4. Validación wireshark-matlab . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3. Infraestructura de análisis 133.1. Plataforma propuesta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.1.1. Infraestructura computacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4. Implementación de la metodología, caso IEEE 519 modificado. 164.1. Topología eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164.2. Topología de comunicaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
iv
Índice general v
5. Resultados experimentales 195.0.1. Indicador metodológico - Índice de coherencia. . . . . . . . . . . . . . . 195.0.2. Estimador índice de coherencia basado en ICMP. . . . . . . . . . . . . . 22
6. Conclusiones y Trabajo Futuro 256.1. Conclusiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256.2. Trabajo futuro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Índice de figuras
2.1. Metodología comparativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2. Interfaz simulación eléctrica - simulación comunicaciones . . . . . . . . . . . . 11
3.1. Plataforma propuesta de análisis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
4.1. Caso IEEE 519 modificado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174.2. Topología de comunicaciones subestación eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
5.1. Desempeño caso HIL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205.2. Desempeño información ubicua . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215.3. Desempeño co-simulación-emulación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225.4. Estimador basado en ICMP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
vi
Abreviaturas
CAS Complex Adaptive System
DER Distributed Energy Resource
DG Distributed Generator
DNO Distributed Network Operator
DSM Demand Side Management
ILS Intelligent Load Shedding
LC Local Controlled
LRE Local Replicator Equation
LS Load Shedding
MAS Multi-Agent System
MG Micro-Grid
MGCC Micro-Grid Central Controlled
NE Nash Equilibrium
OPF Optimal Power Flow
PCC Point of Common Couplig
PD Population Dynamics
PLC Power Line Communications
PLL Phase-Locked Loop
POLC Point-Of-Load Converter
RD Replicator Dynamics
SG Smart Grid
SSPS Small-Scale Power Systems
vii
Capítulo 1
Introducción
Las redes eléctricas han tenido una constante evolución a través de los años. Esfuerzos man-
comunados de la comunidad académica y empresarial encaminados a fortalecer la red y así
evitar que eventos como las grandes fallas presentadas en América del Norte y Europa en el
2003 se repitan [1]. La fuerza de tarea para fallas de sistemas de potencia de Estados Unidos y
Canadá identificaron un conjunto de recomendaciones enfocadas a implementar el monitoreo
y control de los sistemas en tiempo real, mejoras en generación distribuida, la conmutación
adaptativa y coordinada, entre otras, dando así pasos para desarrollar una nueva versión de
la red eléctrica, una red eléctrica inteligente, más confiable [2, 3].
En la literatura es posible encontrar un gran número de avances en el desarrollo de protocolos,
estándares, integración y pruebas de sistemas de comunicaciones con redes eléctricas [4–8].
Esfuerzos en todos los campos relacionados con la generación, transmisión y distribución en
redes eléctricas inteligentes, como son: la automatización avanzada de redes de distribución
(ADA, por sus siglas en inglés) [9], el desarrollo de infraestructuras avanzadas de medición
(AMI,por sus siglas en inglés) [10], o la automatización de sistemas de subestaciones (SAS,
por sus siglas en inglés) [11], estándares que definen las redes de comunicaciones y sistemas
en subestaciones como el IEC 61850 [12] son algunos de los ejemplos presentes en los último
años.
1
Capítulo 1. Introducción 2
Estos desarrollos a su vez han permitido la identificación nuevas oportunidades y retos para
los sistemas de comunicaciones de las redes eléctricas inteligentes [13–16]. Entre estos retos
se encuentra uno de gran importancia, tanto para la investigación y desarrollo empresarial
como para los procesos educativos, la consecusión de plataformas de simulación avanzadas que
permitan evaluar tanto el sistema eléctrico y su interacción con el sistema de comunicaciones
[17–19].
Soluciones actuales para incluir el impacto de los sistemas de comunicaciones en las simula-
ciones de sistemas eléctricos, se han basado en la unión de sistemas de simulación concebidos
de manera separada con objetivos exclusivos referentes a su área de trabajo ya sea el sistema
eléctrico o las redes de comunicaciones [20, 21].
Diferentes esfuerzos han vinculado estos simuladores por medio, principalmente de interfaces
de software. Dichas interfaces hacen uso de funcionalidades de comunicación de los simuladores
diseñadas para presentar resultados de simulación y en ocasiones para la intercomunicación
con otros simuladores [20]. Algunos ejemplos de estos esfuerzos utilizando software comercial
son el desarrollo que vincula, OPNET Modeler para simular el sistema de comunicaciones y
DIgSILENT PowerFactory para la simulación del sistema eléctrico [22]. De igual manera es
común el uso de software libre como OpenDSS y NS2 en ambientes de co-simulación [23].
Otras iniciativas que incluyen simuladores como OPNET, NS2, OMNeT++ como simuladores
de comunicaciones y VTB, MATLAB/SIMULINK, PSCAD, PSLF, OpenDSS entre otros como
simuladores de la red de potencia, pueden ser encontrados en [20].
Todos los anteriores esfuerzos muestran en sus resultados, el impacto de los sistemas de comu-
nicaciones sobre la simulación de sistemas eléctricos al demostrar variaciones en los resultados
una vez se configuran características de retardos, latencias y perdidas de paquetes en los
simuladores de comunicaciones. Sin embargo estas variaciones no demuestran per se, un com-
portamiento fiable o coherente con los resultados obtenidos en experimentos HIL (Hardware
in the Loop, por sus siglas) con redes de comunicaciones reales.
A la fecha no se encuentran análisis comparativos de los resultados obtenidos en las plata-
formas de co-simulación desarrollados de tal forma que se permita validar la fiabilidad de los
resultados. Tampoco se encuentran metodologías para evaluar la coherencia de los resultados
Capítulo 1. Introducción 3
obtenidos para co-simulaciones de redes inteligentes con los resultados que se obtendrían en
una situación real [17,22,24–27]. En busca de dar respuesta a estas necesidades en el capítulo II
de este trabajo se define detalladamente una metodología que permite evaluar la coherencia de
los resultados obtenidos en los sistemas co-simulados y los resultados obtenidos en ambientes
de operación realistas.
Este documento está organizado de la siguiente manera: en el capítulo III se plantea una
plataforma novedosa de co-simulación-emulación, altamente escalable y desarrollada sobre
ambientes de virtualización, que permite analizar esquemas de protecciones adaptativas, re-
configuración de red, monitoreo de equipos, auto-recuperación de una red eléctrica y cualquier
otro comportamiento disponible en el simulador eléctrico escogido, de igual manera se define
el indicador metodológico propuesto, indice de coherencia.
En el capítulo IV se describe detalladamente el proceso de implementar la plataforma para el
caso IEEE 519 modificado con el fin de validar el comportamiento de subestaciones eléctricas,
basadas en el estándar IEC 61850 y controladas a través de tramas GOOSE.
En el capítulo V se presentan resultados experimentales de las diferencias obtenidas en el
tiempo de restablecimiento del suministro eléctrico en maniobras de auto-recuperación de
una falla con diferentes esquemas de simulación y se realiza un análisis comparativo de los
resultados experimentales como caso de uso la metodología propuesta, validando así el indice
metodológico propuesto. También se propone un procedimiento alterno de bajo costo para
estimar el indicador metodológico a nivel de red a través del uso del protocolo ICMP y el
análisis de los tiempos de retardo.
Capítulo 2
Diseñando una metodología de análisis
comparativo
La diversidad de aproximaciones en los desarrollos de plataformas de simulación para redes
eléctricas inteligentes y la no clara preferencia de los investigadores respecto a los mejores
métodos de aproximación, invitan a desarrollar una metodología que pueda ser aplicada con
las menores tipos de restricciones. En esta sección primero se analizan los diferentes métodos
utilizados hasta el momento para la simulación de redes eléctricas inteligentes y se propone
un esquema de clasificación basado en el tipo de interconexión de simuladores y la disponibi-
lidad de la información para el sistema eléctrico. En segundo lugar se realiza el planteamiento
conceptual de la metodología de análisis comaprativo propuesta. La sección continúa con la
descripción de la implementación en software de la metodologia y cierra con la descripción de
las herramientas y los procesos de toma y análisis de datos propuestos.
2.1. Verificación de antecedentes
La simulación de redes inteligentes se ha realizado de acuerdo a las siguientes aproximaciones:
(i) El desarrollo de software con el objetivo de simular tanto el sistema eléctrico como el
sistema de comunicaciones. Esta aproximación es costosa y poco explorada. (ii) Tomar un
4
Capítulo 2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 5
simulador eléctrico y añadir funcionalidades para simular redes de comunicaciones o viceversa.
Esta aproximación presenta serias dificultades en cuanto a que se busca cambiar o adaptar
los objetivos con los que fue creado un simulador particular, ya sea del sistema eléctrico o
de comunicaciones. (iii) Vincular simuladores eléctricos y simuladores de comunicaciones, de
tal forma que cada uno se enfoque en su respectiva área de trabajo y logren compartir sus
resultados de simulación con el co-simulador. En este enfoque se hace necesario el desarrollo de
interfaces o entidades de control que administren los ambientes de simulación, HLA (iv)Una
variante de la anterior perspectiva es el vínculo de emuladores de tal forma que se logren
sistemas de co-emulación o simulación-emulación. Esta aproximación logra beneficiarse de las
ventajas que tengan los sistemas emulados sobre los simulados tanto en redes eléctricas como
para redes de comunicaciones. (v) Sistemas realistas donde se implementen soluciones con
equipos reales, esta aproximación esta inspirada en sistemas HIL (hardware in the loop) y
dislumbra su evolución a practicas SIL (System in the loop) o NIL (Network in the loop)
[18,24,25,28].
Ahora bien, la confiabilidad en cuanto a la fiel representación en las simulaciones de los am-
bientes reales es una preocupación que ha sido trabajada tanto en el área eléctrica como en
comunicaciones. Buscando aumentar la confianza en los resultados de las simulaciones de redes
de comunicaciones se han identificado algunas buenas prácticas respecto a la validación de re-
sultados [29], sin embargo el consenso general es que el conjunto de herramientas de validación
de las simulaciones debe ser mejorado. Así como el desarrollo de herramientas estadísticas
que comparen trazas en diferentes resoluciones. De tal forma que se puedan obtener mejores
análisis comparativos entre simuladores y análisis de validación de las simulaciones. [29–32].
Estos antecedentes permiten moldear el enfoque de la metodología de análisis comparativo.
Esta va ha estar enfocada en la validación de variables de una red eléctrica inteligente y no
únicamente en la validación de redes de potencia o redes de comunicaciones por separado.
La metodología busca ser universal de tal forma que pueda ser aplicada a las diferentes vertien-
tes de simulación. Debe proponer mediciones comparativas con desempeños de experimentos
reales y a su vez poder controlar los pasos de la simulación del sistema eléctrico. Esto con el
Capítulo 2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 6
fin de poder enviar y recibir información de retardo de una red de comunicaciones y analizar
exactamente el impacto de dicho retardo en la evolución de la simulación eléctrica.
A continuación presentamos el modelo conceptual de la metodología propuesta.
2.2. Planteamiento conceptual.
El objetivo de la metodología es establecer un marco de referencia, para realizar un análisis
de los resultados obtenidos en el desempeño de variables de sistemas eléctricos simulados al
utilizar una red de comunicaciones reales para el envío de mensajes de control, paradigma
de hardware in the loop, y comparar dichos resultados con esquemas en los cuales se utilicen
simuladores o emuladores de redes de comunicaciones en cambio de implementaciones con
equipos reales. La metodología propone un indicador que refleja el índice de coherencia entre
un desempeño real y el sistema de simulación o emulación.
La metodología propuesta se compone de 4 bloques principales como se muestra en la figura
2.1, asi: (i) Selección y ajuste del sistema eléctrico y las variables de interés. (ii) Implementación
y simulación de la red de comunicaciones adecuada para el sistema eléctrico a analizar. (iii)
Creación de interfaces de vínculo HIL y de Co-Simulación entre el sistema eléctrico y la red de
comunicaciones. (iv) Toma de muestras de desempeño, análisis comparativo y obtención del
indicador metodológico.
2.2.1. Selección sistema eléctrico y variables de interés.
El primer paso metodológico propone la elección e implementación del sistema eléctrico a
analizar en el simulador eléctrico. La elección del tipo de simulador debe realizarse teniendo
en cuenta que el simulador del sistema eléctrico debe contar con funcionalidades que permitan
enviar, recibir y gestionar el paso de simulación desde una entidad externa. Esto permitirá la
configuración de los ambientes de pruebas HIL (Hardware in the loop) y de co-simulación.
Así mismo en este primer paso metodológico es necesaria la elección de las variables de desem-
peño propias del sistema eléctrico que son de interés para su estudio en cuanto a los posibles
Capítulo 2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 7
Figura 2.1: Metodología comparativa
efectos que tiene las redes de comunicaciones sobre ellas. Variables de interés normalmente
pueden ser tiempos de restauración de suministro eléctrico en caso de fallas en redes eléctricas
inteligentes, tiempos de reconfiguración de una red eléctrica, energía no suministrada durante
una falla, entre otros.
2.2.2. Implementación y simulación red de comunicaciones.
El segundo paso metodológico propuesto involucra la elección, diseño e implementación de la
topología de comunicaciones adecuada para el sistema eléctrico. Topologías típicas de sistemas
de comunicaciones para subestaciones eléctricas se pueden encontrar en [33] de las cuales
y de acuerdo a lo definido en el estándar IEC61850 Ed 2 [12, 34], se deben implementar
topologías que permitan la utilización de protocolos de comunicaciones como el protocolo de
redundancia paralela (PRP, por sus siglas en inglés) o el protocolo HSR (High-availability
Seamless Redundancy, por sus siglas) definidos en el estándar IEC 62439-3 [35].
Capítulo 2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 8
2.2.3. Generación de interfaz HIL y co-simulación.
El tercer paso metodológico consiste en la implementación de una interfaz que logre comunicar
los simuladores eléctricos y de comunicaciones. Esta interfaz debe tener la capacidad de poder
enviar tramas tanto en una topología HIL como en un entorno de co-simulación, esto para
poder realizar un análisis comparativo de los resultados de las variables de interés. Así mismo
la interface debe lograr controlar la simulación del sistema eléctrico.
2.2.4. Análisis comparativo y obtención del indicador de coherencia.
La metodología propone diseñar un experimento y ejecutar una serie de repeticiones del mismo
en el cual se logren tomar datos del desempeño de la variable de interés en el escenario de
simulación hardware in the loop. El anterior procedimiento se repite ahora sobre la plataforma
de simulación que se desea validar, obteniendo un conjunto de muestras de la misma variable
de interés.
Con los anteriores datos se propone realizar un análisis estadístico en el cual se identifican tanto
la distribución de probabilidad, el valor medio y la desviación estándar de ambas variables. Se
define el indicador de coherencia como sigue:
Sea XHIL y XCO las variables aleatorias de los experimientos HIL y co− simulacin.
Definimos el índice de coherencia:
Indcohe = 1− mean (rmse (Xco, XHIL))
mean (XHIL)(2.1)
Indcohe ∈ (−∞, 1], siendo 1 el mejor valor para el índice de coherencia.
Los valores negativos o cero indican que no hay ningún grado de coherencia entre el desempeño
real y el sistema a validar.
Capítulo 2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 9
2.3. Implentación software.
Cómo se plantea anteriormente la metodología no limita el tipo de software utilizado para su
implementación. Por lo tanto el investigador está en total libertad de continuar trabajando
con el simulador eléctrico y de comunicaciones de su preferencia. Sin embargo es labor del in-
vestigador, en caso que sea necesario, desarrollar o modificar su interfaz de comunicación entre
el simulador eléctrico y el simulador de comunicaciones, de tal forma que tenga la posibilidad
de enviar mensajes de control sobre una red de comunicaciones real. Es decir la interface debe
poder adaptar la plataforma al paradigma NIL (Network in the loop) de tal forma que estos
resultados sean el patrón de comparación experimental.
En este caso particular se describirán los elementos de software utilizados. La elección y confi-
guración del simulador del sistema eléctrico, el proceso de implementación y configuración de
la red de comunicaciones y el desarrollo de la interfaz de control de los simuladores.
2.3.1. Sistema de co-simulación a validar.
El sistema de co-simulación está basado en trabajos realizados con software libre y con fines
educativos. [19]. La plataforma de simulación eléctrica utliza DSSim-PC, interface gráfica del
simulador OpenDSS, la cual permite de manera sencilla modelar sistemas de distribución
incluyendo elementos de protección [36, 37]. Este simulador permite también configurar fallas
en los sistemas eléctricos de tal forma que se puede analizar los comportamiento de eventos
auto-recuperación de la red, o la eficacia de lógicas de control configuradas entre elementos de
protección del sistema.
Aquí es importante profundizar sobre los elementos de protección del sistema, en general para
las redes eléctricas son los IED (Dispositivos Electrónicos Inteligentes, por sus siglas en ingles),
los que gestión las funcionalidades de lógica y control enviando señales de apertura o cierre a
equipos como reconectadores, interruptores o seccionadores eléctricos. Es en estos IEDs donde
estándares de comunicaciones y automatización como el IEC 61850 son implementados. En
particular se busca analizar el comportamiento de los sistemas de protección controlados a
través del envió de tramas GOOSE definidas en el estandar IEC 61850-9.
Capítulo 2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 10
DSSim-PC, tiene también otra característica muy importante la cual es el poder controlar de
manera remota el estado de la simulación, los pasos de simulación y el estado de los dispositivos
de protección del sistema eléctrico, estas funcionalidades son posibles gracias a la configuración
de un socket TCP/IP en el cual se pueden escribir remotamente comandos que modifiquen
estados de la simulación y a su vez leer información del sistema simulado.
2.3.2. Simulación de sistemas de comunicaciones en subestaciones eléctri-
cas.
Cómo simulador de comunicaciones se utiliza GNS3 como emulador de equipos de comunica-
ciones debido a las características de emulación y a la versatilidad que presenta para poder
interconectar el tráfico que cursa dentro de la emulación y las tarjetas de red del equipo donde
se ejecuta dicho software.
2.3.3. Interfaz de generación de tramas GOOSE para transmitir resultados
de simulación eléctrica.
La tramas GOOSE definidas en la parte 9 del estandar de redes y sistemas de comunicaciones
en subestaciones eléctricas [12], están definidas como PDUs de capa 2. Son tramas multicast
que llevan información estructurada basada en ASN.1 (Abstract Syntax Notation ONE) del
estado de un objeto definido como parte de un IED en su APDU (Application Protocol Data
Unit, por sus siglas) [38].
En general un IED publica tramas GOOSE con información de su estado, en particular para
este caso de prueba se publicará el estado del XCBR 1 variable que representa el estado
del switch asociado a dicho IED. De igual manera un IED puede subscribirse a mensajes
GOOSE de otro IED conectado a la misma red LAN y tomar acciones de control basadas en
la información que reciba de sus vecinos en la red.
Los proceso de configuración de subscripción y publicación de tramas GOOSE para cada IED
requiere un tiempo considerable para ser puesta a punto. La configuración se realiza por medio
de archivos XML. En nuestro caso se crearon archivos de configuración .ICD (IED Configuratio
Capítulo 2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 11
Description) basados en la estructura del IED Micom P145 y en los archivos de prueba de la
librería IEC61850 de National Instruments.
La interfaz desarrollada en LabView utiliza la librería IEC61850, como parte de su funciona-
miento realiza lecturas de DSSim-PC, crea tramas GOOSE siguiendo el estándar IEC61850
y envía dichas tramas por una interfaz de red del equipo donde se está ejecutando. De igual
manera la interfaz está encargada de suscribirse a mensajes GOOSE que lleguen a otra inter-
faz del equipo donde se está ejecutando, con dicha información aplica algoritmos de control
previamente programados y escribe dichos comandos nuevamente en el simulador eléctrico. La
figura 2.2 muestra el diagrama de bloques de la interfaz diseñada.
Es importante resaltar que el bloque Algoritmos de control es un bloque que fácilmente es
modificable, ya que sus entradas y salidas son variables booleanas asociadas a cada IED
implementado en la simulación eléctica. En este bloque se pueden poner a prueba nuevas
metodología o algoritmos de control de equipos de protección de redes eléctricas.
Figura 2.2: Interfaz simulación eléctrica - simulación comunicaciones
2.3.4. Validación wireshark-matlab
Como herramienta para realizar la toma de datos respecto a los retardos en las redes de
comunicaciones se utiliza la librería winpcap y el software Wireshark. Gracias a la topología
Capítulo 2. Diseñando una metodología de análisis comparativo 12
de la solución, el tiempo de retardo de interés es el que se produce desde que una trama sale
por una interface de red del equipo donde se encuentra el simulador eléctrico, recorre ya sea la
red simulada o la red configurada con equipos reales y retorna por una interfaz de red diferente
al mismo equipo donde se simula el sistema eléctrico. Esta configuración evita la necesidad
de la configuración de protocolos de sincronía de relojes como el NTP o el PTP, ya que la
información de interés el intervalo de tiempo entre el envío y recepción de una trama.
Con el fin de automatizar el proceso de validación, en la implementación de la metodología
se desarrolló un algoritmo en matlab que analiza los datos de retardos obtenidos y calcula el
indicador metodológico propuesto de una manera rápida permitiendo al investigador tomar
decisiones rápidas, en caso de ser necesario, respecto a posibles adaptaciones de su sistema
para que sus datos sean mas realistas.
Capítulo 3
Infraestructura de análisis
3.1. Plataforma propuesta.
De acuerdo a la metodología anteriormente expuesta se propone un diseño de implementación
de una plataforma de prueba siguiendo lo descrito en los primeros tres pasos metodológicos. En
dicho diseño se espera poder validar el funcionamiento de implementaciones de automatización
de subestaciones de acuerdo al estándar IEC 61850 y en particular utilizando la publicación y
subscripción de paquetes GOOSE para realizar acciones de control automatizado. En la figura
3.1 se presentan los bloques funcionales de la plataforma de análisis de co-simulación.
Figura 3.1: Plataforma propuesta de análisis
13
Capítulo 3. Infraestructura de análisis 14
3.1.1. Infraestructura computacional
Como se observa en la figura 3.1 la plataforma está conformada por cuatro entidades princi-
pales: (i) El sistema de simulación eléctrico (ii) El sistema de simulación de comunicaciones
(iii) El sistema real de comunicaciones y (iv)La interface IEC 61850 que se comunica con el
simulador eléctrico a través de un socket TCP/IP y con las entidades (ii) y (iii) a través de
interfaces de red capa 2, una por cada IED que enviará y recibirá mensajes de control.
Aquí se presenta un reto importante ya el número de IED que podrán ser simulados depende
de la cantidad de tarjetas de red del la infrestructura computacional sobre la que esté im-
plementada la interface IEC 61850. Por lo que con el fin de hacer escalable la paltaforma de
prueba respecto a la cantidad de IEDs que se analizarán se define utilizar una estructura basa-
da en virtualización. En particular los elementos (ii) y (iv) es decir la interface IEC61850 y el
sistema de simulación de comunicaciones serán configurados en máquinas virtuales dentro de
un mismo servidor físico. De esta forma la cantidad de tarjetas de red virtuales está limitada
únicamente por el sistema de virtualización escogido. Permitiendo de esta manera aumentar
el número de IEDs en simulación sin tener que aumentar los costos de la plataforma.
La red de comunicaciones real, elemento (iii), de nuestra solución fue implementada con swti-
ches catalyst 3725 interconectados como se muestra en la figura 4.2.
En conjunto el montaje de la plataforma de pruebas fue realizado con los siguientes ele-
mentos de infraestructura: (a) Un servidor con procesador Inter(R) Core (TM) i7-2600 CPU
@ 3.40Ghz, de 8 procesadores lógicos, con 16.0 GB de memoria RAM y sistema operativo
Windows 2012 Server. En está máquina se virtualizaron 3 equipos cada uno con 4 GB de me-
moria RAM asignada y 4 procesadores lógicos. En cada equipo se configuraron las entidades
(i)Simulación del sistema eléctrico, DSSim-PC, (ii)Simulación del sitema de comunicaciones,
GNS3 y (iv) interface 61850 desarrollada en LabView. La interconexión de estas entidades se
realizó a través de una redes virtuales creadas en el sistema de virtualización, una para IED a
simular. Es importante notar que el intercambio de tramas GOOSE se realiza a por medio del
simulador de comunicaciones y no por la red del sistema de virtualización, es por este motivo
que es necesario crear una red separada para cada IED a simular. (b) seis switches catalys
Capítulo 3. Infraestructura de análisis 15
3725 conectados por puertos fastethernet con cable UTP Cat 6 y configurados a una tasa de
transferencia de 100Mbps.
Capítulo 4
Implementación de la metodología,
caso IEEE 519 modificado.
4.1. Topología eléctrica.
La topología eléctrica a analizar está basada en el caso IEEE 519 modificado, figura 4.1, en esta
topología se analizará el tiempo de restauración del suministro eléctrico sobre la carga asociada
al nodo 12 (LD Linear) en el caso de presentarse una falla en el ramal asociado al nodo 3. Es
importante notar que la plataforma de prueba no está limitada a este caso particular, gracias
a su modularidad es posible analizar una gran variedad topologías de sistemas eléctricos.
El funcionamiento de la lógica de control para el caso IEEE 519 modificado, en caso de pre-
sentarse dicha falla es el siguiente: a) el primer IED de protección, denominado IED00 en el
sistema de comunicaciones, corresponde al sw-8 de la simulación eléctrica y está ubicado entre
los nodos Pcc y N-10, toma una acción de apertura. Una vez abierto envía la novedad de su
estado a través de mensajes GOOSE a los IED que están suscritos a él. El IED 01, denominado
sw-9 ubicado entre los nodos N-10 y N-15 al recibir el mensaje GOOSE del IED 00 realiza
también un proceso de apertura con el fin de asilar la falla. El tercer IED, IED 02, denominado
sw-11 en el sistema eléectricoi y ubicado entre los nodos Pcc y N-15 al detectar el cambio de
estado de los otros dos IEDs en los mensajes GOOSE inicia su proceso de cierre con el fin
16
Capítulo 4. Implementación de la metodología, caso IEEE 519 modificado. 17
de realizar el restablecimiento del suministro eléctrico para el ramal que parte del nodo N-15,
ramal en donde se encuentra la carga asociada al nodo 12 (LD-Linear) la cual es objeto de
este estudio.
Figura 4.1: Caso IEEE 519 modificado
4.2. Topología de comunicaciones.
La topología de comunicaciones implementada tanto en equipos físicos con en el simulador de
comunicaciones es una topología hibrida con secciones en anillo y estrella, a los equipos de
conmutación ESW1, ESW2 y ESW3 van conectados los IED 00, IED 01 e IED 02 respecti-
vamente. Los paquetes GOOSE de control ingresan por una interfaz específica del simulador,
Capítulo 4. Implementación de la metodología, caso IEEE 519 modificado. 18
recorren la red de comunicaciones y son reenviados por las otras interfaces una vez el emulador
de comunicaciones aplica los retardos propios del traslado de la trama.
Figura 4.2: Topología de comunicaciones subestación eléctrica
Capítulo 5
Resultados experimentales
5.0.1. Indicador metodológico - Índice de coherencia.
Una vez se han seleccionado el caso eléctrico, de comunicaciones y se ha configurado la pla-
taforma de pruebas procederemos a ejecutar nuestro experimento de medición con el fin de
tomar un número significativo de muestras que permita realizar el análisis estadístico de los
datos y así obtener el indicador metodológico propuesto.
Experimentalmente de realizó la repetición de un evento de falla y se tomaron los tiempo
de restauración del suministro eléctrico. En la primera evaluación del sistema se obtienen las
variables estadísticas de las muestras realizadas en la topología de HIL, topología en la cual
se utilizaron equipos de redes Cisco(R).
La figura 5.1 de izquierda a derecha muestra, (i)los resultados de cada realización del experi-
mento, es decir el delta de tiempo que requirió el proceso de restauración del servicio eléctrico
después de ser detectada una falla por el IED 00. Este tiempo de restauración claramente tiene
un comportamiento aleatorio e involucra los retardos de los mensajes GOOSE debidos a la
red de comunicaciones real. (ii) El histograma del tiempo de restauración, en el que se puede
observar que es una variable aleatoria cuya distribución de probabilidad no es simétrica, es un
19
Capítulo 5. Resultados de las Simulaciones 20
proceso estocástico no estacionario, (iii) con media muestral de 0.262 segundos y desviación
estandar muestral de 0.118 segundos.
Figura 5.1: Desempeño caso HIL
Una vez obtenidos los resultados de retardos con equipos reales, se desea analizar los mismos
resultados en dos paradigmas, definidos como: (i) información ubicua, en el cual no se aplican
retados de redes de comunicaciones y (ii) paradigma co-simulación-emulación, en el cual se
analizarán los retados aplicados por el emulador de redes GNS3.
La figura 5.2 ilustra el comportamiento del paradigma de información ubicua y lo compara con
el caso real. En este caso es importante notar que el tiempo de retardo de restauración pierde
sus características de variable aleatoria y toma valores de 0.06 segundos. Lo cual demuestra
que la aleatoriedad de los retardos en redes de comunicaciones impactan en el mismo sentido
variables medidas en el sistema eléctrico. Los histogramas de ambas variables mostrados en
la gráfica central de la figura 5.2 confirman este comportamiento. Teniendo presente que el
indicador metodológico esta definido como una función de la raíz del error cuadrático medio
respecto a los resultados del experimento en topología HIL, ver ecuación 2.1, por lo que es
de nuestro interés el cálculo del RMSE del tiempo de retardo de restauracion el cual es 0.252
segudos.
Capítulo 5. Resultados de las Simulaciones 21
Figura 5.2: Desempeño información ubicua
La figura 5.3 presenta los resultados para el segundo caso de validación propuesto, paradigma
de co-simulación-emulación. A diferencia del paradigma de información ubicua, el emulador
de red logra preservar el comportamiento aleatorio del tiempo de restauración de suministro.
La gráfica izquierda de la figura 5.3 presenta los valores tomados en el tiempo de restauración
del suministro para cada repetición del experimento. En la sección central se observa la com-
paración de los histogramas de frecuencias de la variable patrón (comportamiento con equipos
de comunicaciones reales) y la variable evaluada (paradigma co-simulación-emulación), en este
caso se observa una similitud respecto al comportamiento de las dos variables el cual también
es reflejado en la sección derecha de la gráfica donde el valor del RMSE baja a 0.051 segundos.
A partir de los datos experimentales se calcula el indicador de coherencia para los dos para-
digmas a analizar obteniendo los siguientes resultados:
Paradigma informacion ubicua: Indcohe = 0.028
Paradigma co-simulación-emulación:in Indcohe = 0.819
Capítulo 5. Resultados de las Simulaciones 22
Figura 5.3: Desempeño co-simulación-emulación
Estos resultados demuestran la funcionalidad de la metodología y coherencia del indicador con
los resultados experimentales.
5.0.2. Estimador índice de coherencia basado en ICMP.
Para la obtención del indicador de coherencia es necesaria la implementación de una red de
comunicaciones real lo cual puede ser exigente en términos de recursos económicos y tiempo.
Debido a esto y con el fin de tener un estimado de dicho indicador sin necesidad de implementar
la topología completa de red se propone un estimador basado en la comparación de pruebas
de interfaces de conexión mínimas de los sistemas a evaluar.
Es decir al realizar el procedimiento metodológico planteado anteriormente aplicado única-
mente al análisis comparativo de los retardos presentados en los sistemas de comunicaciones
con una topología mínima, sin tener en cuenta el impacto en el sistema eléctrico, permite
obtener una estimación del indicador metodológico definido como indice de coherencia para
las simulaciones de sistemas eléctricos inteligentes.
Capítulo 5. Resultados de las Simulaciones 23
De esta forma se realiza la prueba de retardo de redes de comunicaciones tomado como patrón
el desempeño de la red real causado por un solo dispositivo de comunicaciones (Catalyst 3725
- paradigma hardware in the loop para comunicaciones) y se compara con el desempeño de la
emulación en GNS3 de un solo dispositivo de comunicaciones (paradigma co-emulación para
comunicaciones). Una vez obtenidos los datos se realiza el cálculo del indicador de coherencia
del simulador bajo prueba.
La figura 5.4 presenta los resultados del experimento, en la parte superior izquierda se ob-
servan de forma comparativa los valores tomados por la variable aleatoria de retardo de un
paquete ICMP, abajo a la izquierda se observa la similitud del comportamiento estadístico de
estas dos varialbes a través de los histogramas de frecuencias, en la parte superior derecha se
realiza el cálculo acumulado de la raiz del error cuadrático médico y finalmente en la parte
inferior derecha se presenta los valores del estimado del indice de coherencia y el indice de
coherencia para el experimento de co-emulación utlizando GNS3 como emulador del sistema
de comunicaciones.
En este caso el estimador del indicador basado en una prueba ICMP presenta un valor de
0.633 y una variación respecto al indice de coherencia del 22,72 porciento, aunque a primera
vista parece una variación alta, las ventajas del estimador son la alta reducción de los recursos
necesarios para su obtención.
El valor del estimador también logra demostrar que en gran medida la coherencia de la simu-
lación de redes eléctricas inteligentes depende de la coherencia y similitud de las simulaciones
de los sitemas de comunicaciones.
Capítulo 5. Resultados de las Simulaciones 24
Figura 5.4: Estimador basado en ICMP
Capítulo 6
Conclusiones y Trabajo Futuro
6.1. Conclusiones.
En este trabajo se plantea una novedosa metodología para la evaluación de la coherencia de los
resultados de co-simulaciones de sistemas eléctricos y de comunicaciones. Se logra validar de
manera experimental la funcionalidad de la metodología propuesta y se plantea un estimador
de bajo costo del indicador metodológico.
Se desarrolla una interfaz basada en software para el simulador DSSim-PC que agrega la
funcionalidad de simulación del estándar IEC61850 en cuanto al envío y gestión del sistema
eléctrico simulado a través de mensajes de comunicación como tramas GOOSE.
La plataforma de pruebas para el análisis comparativo que fue desarrollada en este trabajo,
gracias a su funcionalidad de poder enviar tramas reales IEEE 802.3 a través de tarjetas de red,
permite ser una herramienta académica para evaluar diferentes soluciones de red que pueden
ser implementadas en un sistema eléctrico automatizado. El desarrollo y prueba de nuevos
algoritmos de comunicación y la validación de su impacto en el sistema eléctrico también son
posibles a través de la misma plataforma.
25
Capítulo 6. Conclusiones y Trabajo Futuro 26
6.2. Trabajo futuro
Como trabajo futuro se plantea probar la metodología y el indicador en diferentes simuladores
de redes eléctricas inteligentes con el fin de validar la robustes y alcances adicionales del
indicador.
De igual manera mejorar los algoritmos de programación de la interfaz 61850 desarrollada con
el fin de mejorar el tiempo total de prueba y aplicación de la metodología.
Ampliar el alcance de las interfaces IEC 61850 de tal forma que se posible el uso de mensajes
MMS y SV también definidos en el estandar.
Implementar las interfaces IEC 61850 en dispositivos de hardware de dedicados como los
sistemas cRIO basados en FPGA como contribución al desarrollo de IEDs producidos en
Colombia.
Realizar pruebas de la plataforma propuesta incluyendo IEDs reales de tal forma que validaría
la doble funcionalidad hardware in the loop, para el sistema eléctrico y network in the loop
para el sistema de comunicaciones.
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