Zastosowanie standardu IEC 61850 w elektroenergetyce
Application of IEC61850 standard in Power Engineering
Przykładowa sieć LAN stacji elektroenergetycznej pracującej zgodnie ze standardem IEC 61850 (w tekście oznaczony rysunek nr 6) [3]
arch. autorow
Standard IEC 61850 definiuje sposób wymiany informacji pomiędzy urządzeniami automatyki elektroenergetycznej w obrębie stacji elektroenergetycznych. Zastosowanie IEC 61850 ułatwia komunikację pomiędzy urządzeniami oraz w znacznym stopniu upraszcza okablowanie strukturalne stacji.
Zobacz także
AUTOMATION TECHNOLOGY Sp. z o.o. Automation Technology – nowy gracz na rynku
Automation Technology prężnie działa w obszarach energetyki, automatyki przemysłowej oraz robotyki.
Automation Technology prężnie działa w obszarach energetyki, automatyki przemysłowej oraz robotyki.
mgr inż. Dominik Trojnicz, dr hab. inż. Marcin Habrych, mgr inż. Justyna Herlender Wymagania stawiane automatyce zabezpieczeniowej i regulacyjnej inwerterów typu A
Obecny bardzo gwałtowny rozwój fotowoltaiki – nie tylko w Polsce, ale na całym terenie Unii Europejskiej (UE) – niesie za sobą dużo zalet, takich jak pozyskiwanie energii z praktycznie nieskończonej energii...
Obecny bardzo gwałtowny rozwój fotowoltaiki – nie tylko w Polsce, ale na całym terenie Unii Europejskiej (UE) – niesie za sobą dużo zalet, takich jak pozyskiwanie energii z praktycznie nieskończonej energii słonecznej oraz brak emisji szkodliwych gazów, co przyczynia się do redukcji emisji gazów cieplarnianych i zmniejszenia negatywnego wpływu na środowisko. Przyłączenie dużej liczby odnawialnych źródeł energii (OZE) nie pozostaje jednak bez wpływu na sieci elektroenergetyczne.
dr hab. inż. Marcin Habrych, mgr inż. Karol Świerczyński, dr inż. Bartosz Brusiłowicz Wymagania techniczne stawiane generacji rozproszonej w aspekcie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (część 2.)
Odpowiedzią na wymagania stawiane przez Kodeks Sieciowy jest opracowanie przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) na zlecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE)...
Odpowiedzią na wymagania stawiane przez Kodeks Sieciowy jest opracowanie przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) na zlecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) „Wymogów ogólnego stosowania wynikających z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r., ustanawiającego Kodeks Sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG)” [4], opublikowanych w roku 2018.
Połączenie pracy dwóch organów: Electric Power Research Institute (EPRI) oraz Międzynarodowej Komisji Elektrotechnicznej (IEC) pozwoliło na stworzenie w latach 2003–2005 światowego standardu IEC 61850 Communication Networks and Systems in Substations (Systemy i sieci komputerowe w stacjach elektroenergetycznych). Standard podzielony jest na dziesięć części, które dotyczą m.in. struktur i mechanizmów komunikacyjnych oraz tworzenia abstrakcyjnych modeli danych, opisujących fizyczne urządzenia.
Celem utworzenia standardu było usystematyzowanie powiązań pomiędzy urządzeniami automatyki elektroenergetycznej różnych producentów, włączając w to przesyłanie sygnałów dwustanowych przez sieć lokalną ETHERNET.
Przekaźniki zabezpieczeniowe produkowane są przez różnych producentów, wykorzystujących często własne rozwiązania komunikacyjne. Powoduje to, że konieczna jest instalacja dodatkowych urządzeń w stacjach, mających za zadanie umożliwić komunikację urządzeniom wykorzystującym różne standardy komunikacyjne. Zaimplementowanie standardu IEC 61850 w urządzeniach różnych producentów pozwala na komunikację pomiędzy nimi bez dodatkowego osprzętu.
W części 9 standardu zdefiniowano m.in. mechanizmy pozwalające na przesyłanie spróbkowanych wartości pomiarowych (SMV – ang. Sampled Measured Values). Pozwalają one na uproszczenie klasycznych połączeń na drodze przekładniki prądowe/napięciowe – urządzenie zabezpieczeniowe, poprzez użycie łączy w standardzie ETHERNET. W takim przypadku konieczne jest, aby urządzenia pomiarowe wyposażone były we własny interfejs optyczny [1].
Wymagania stawiane IEC 61850
Najważniejszym wymaganiem, jakim obarcza się standard IEC 61850, jest adaptowalność nowych rozwiązań. Z tego powodu transmisja danych ma odbywać się siecią informatyczną LAN (ang. Local Area Network). Zastosowanie sieci LAN oferuje dużą elastyczność w przypadku konieczności jej rozbudowy.
Podczas prac normalizacyjnych stworzono dwie sieci lokalne:
- LAN stacji
- oraz LAN przetwarzania danych.
W przypadku sieci LAN stacji, urządzenia IED (ang. Inteligent Elektronic Device) połączone są ze sobą fizycznie za pośrednictwem switcha, który umożliwia wymianę danych na zewnątrz sieci stacji. Sieć LAN przetwarzania danych służy do przesyłania próbek prądu i napięcia oraz sygnałów dwustanowych do przekaźników lub IED.
Na rys. 1. i rys. 2. zostały przedstawione przykładowe rozwiązania połączenia sieci. Należy pamiętać, że dla zabezpieczeń elektroenergetycznych oraz synchronizacji zegarów IED znaczącym kryterium jest prędkość wymiany danych. Sieci LAN o zaprezentowanej strukturze gwiazdowej oferują dużą prędkość przesyłu danych w obrębie i pomiędzy poszczególnymi segmentami sieci. W zależności od wykorzystywanej wersji standardu uzyskuje się prędkości na poziomie – Ethernet 10 Mbit/s, Fast Ethernet 100Mbit/s oraz Gigabit Ethernet 1 Gbit/s.
Rys. 1. Połączenie sieci LAN stacji i LAN przetwarzania danych za pośrednictwem przekaźnika cyfrowego [2]
Wymagania stawiane IEC 61850
Na rys. 3. przedstawiono przykładowy sposób wymiany informacji pomiędzy lokalną siecią stacji a siecią zewnętrzną. Urządzeniem umożliwiającym takie połączenie jest router. W przypadku tego urządzenia należy pamiętać o zapewnieniu mu odpowiedniego poziomu ochrony, która uniemożliwi ingerencję podmiotów zewnętrznych w sieć lokalną stacji.
W przypadku układów zabezpieczeniowych najważniejszym kryterium jest niezawodność. Dzięki zastosowaniu sieci LAN połączonej w pierścień możliwe jest spełnienie tego kryterium. Sieć taka pozwala na stałą rozbudowę. Dodatkowo uszkodzenie któregokolwiek z elementów nie powoduje utraty funkcjonalności sieci.
Spełnienie warunku niezawodności w sieci LAN wiąże się z koniecznością stosowania szybkiego algorytmu drzewa rozpinającego we wszystkich switchach (norma IEEE 802.1d) w celu zapewnienia tylko jednej drogi przesyłu w danej chwili. Jeżeli droga jest przerwana, sieć powinna samoczynnie dokonać rekonfiguracji w czasie do 5 ms, [3].
Rys. 4. Przykładowa sieć LAN stacji elektroenergetycznej pracującej zgodnie ze standardem IEC 61850 [3]
Na rys. 4. przedstawiono przykładową sieć komunikacyjną LAN w stacji elektroenergetycznej. W szczególności należy wyróżnić:
- szynę stacyjną – pełniącą funkcję głównego połączenia pomiędzy switchami. Szyna stacyjna realizowana jest poprzez połączenia światłowodowe. Najczęściej realizowane jest rozwiązanie z wykorzystaniem dwóch pierścieni, które wzajemnie się rezerwują,
- szyny procesowe – odpowiedzialne są za wymianę informacji z urządzeniami, które w sposób nieprzerywalny się komunikują.
Modelowanie
W części 7 normy IEC 61850 Systemy i sieci komputerowe w stacjach elektroenergetycznych przedstawiono podstawowe koncepcje i metody odwzorowania charakterystycznych parametrów automatyki elektroenergetycznej w stacji do postaci modelu.
W standardzie IEC 61850 wykorzystuje się komunikację zorientowaną obiektowo. Komunikacja oraz obiekty są funkcją lub stanowią część większej funkcji, która może być wywołana. Modelowanie umożliwia komunikację przez rozproszoną telemechanikę.
Wykorzystanie tego typu komunikacji w standardzie IEC 61850 pozwala na wymianę informacji urządzenie-urządzenie w czasie 3 ms (1,2 ms – czas nadawania, 0,6 ms – czas przesyłania, 1,2 ms – czas odbierania). Jest to znacznie szybsza forma komunikacji niż w przypadku standardowych połączeń przewodowych pomiędzy urządzeniami, gdzie często wykorzystuje się szereg przekaźników pośredniczących.
W standardzie IEC 61850 każdy model składa się z trzech części:
- węzła logicznego,
- obiektu danych,
- atrybutów.
Tworzenie modelu wymaga odpowiedniej struktury danych oraz wykorzystania odpowiednich funkcji komunikacyjnych. Wszystkie potrzebne informacje dotyczące modelowania zawarte są w częściach 7-1, 7-4 oraz 7-4 normy IEC 61850.
Węzły logiczne
W standardzie IEC 61850 węzły logiczne (ang. Ligical Node – LN) reprezentują funkcje lub urządzenia występujące w sieci elektroenergetycznej. W skład węzłów logicznych wchodzą: atrybuty i usługi.
Węzły logiczne odzwierciedlają (w sposób wirtualny) funkcje urządzeń IED. Logiczne połączenie węzłów pozwala na stworzenie modelu logicznego, który może reprezentować funkcje urządzenia zabezpieczeniowego.
W normie IEC 61850 zostało zdefiniowane nazewnictwo węzłów logicznych, które bezpośrednio wiążą się z funkcją, jaką dany węzeł reprezentuje. Pierwsza litera węzła logicznego odpowiada grupie logicznej, do jakiej należy.
W tab. 1. przedstawiono zdefiniowane w normie IEC 61850 grupy logiczne.
Jak wspomniano wcześniej, węzły logiczne są abstrakcyjnym odzwierciedleniem funkcji urządzeń IED. W tab. 2. przedstawiono wybrane węzły logiczne reprezentujące poszczególne funkcje.
Na rys. 5. przedstawiony został model rejestratora zakłóceń tworzony przez węzły logiczne. Zastosowano węzły logiczne przekładników prądowych (TCTR), przekładników napięciowych (TVTR), wyłącznika (XCBR) oraz proces WE/WY (GGIO). Gdy stosowane są szyny procesowe, wówczas węzły logiczne znajdują się poza rejestratorem zakłóceń, ich lokalizacją będzie urządzenie logiczne przypisane do elementów typu czujnik/aktor lub zdalne WE/WY w rozdzielnicy.
Usługa GSE
Model GSE (ang. Generic substation event model – GSE) opisuje mechanizmy pozwalające na szybką i niezawodną dystrybucję danych wejściowych i wyjściowych. GSE dzięki zastosowaniu rozsyłania grupowego, pozwala na dostarczenie takiej samej ilości informacji ogólnych do większej grupy urządzeń. Rozróżnia się dwa mechanizmy komunikacji opisane w modelu GSE:
- GSSE (ang. Generic Substation State Event) – mechanizm, który pozwala na przekazywanie informacji o zmianie stanu wyjść dwustanowych przekaźników,
- GOOSE (ang. Generic Object Oriented Substation Event) – mechanizm, który pozwala na przekazywanie informacji o zmianie sygnałów dwustanowych jak i informacji o określonym priorytecie.
Urządzenie automatyki (np. sterownik polowy) generuje i przesyła informację GOOSE do innych urządzeń (subskrybentów). Przesyłanie to odbywa się w trybie transmisji grupowej lub rozgłoszeniowej z pominięciem protokołów warstwy aplikacji, prezentacji, sesji, transportowej i sieciowej. Zawartość GOOSE jest umieszczana bezpośrednio w ramce Ethernet.
Takie rozwiązanie jest konieczne z powodu przesyłania komunikatów GOOSE z opóźnieniem nie większym niż 3 ms. Polecana infrastruktura przesyłowa to sieć lokalna typu Ethernet zbudowana na połączeniach światłowodowych. W ramach tej sieci, w warstwie sieciowej i transportowej, jest najczęściej stosowany stos protokołu TCP/IP, zaś w warstwie aplikacji jest stosowany protokół MMS.
Usługa GOOSE jest wykorzystywana do komunikacji w trybie Broadcast lub Multicast między nadawcą a jednym lub większą liczbą odbiorców.
Wiadomości GOOSE składają się z 128 bitów, które zawierają wartości dwubitowe, z czego 32 bity to bity typu DNA (zawierają dane związane z przesyłaniem danych do lub od urządzeń odległych, np. zamknięcie wyłącznika po sprawdzeniu synchronizmu). Pozostałe 96 bitów jest do dyspozycji użytkownika, mogą one służyć do zdefiniowania dowolnych zdarzeń.
Na rys. 6. (patrz: zdjęcie główne) został przedstawiony sposób działania mechanizmu GOOSE. Urządzenie pierwsze realizuje funkcję SPZ. Po upływie określonego czasu zwłoki urządzenie to podaje sygnał na zamknięcie wyłącznika W1. W układzie występuje również urządzenie drugie, które spełnia funkcje zabezpieczenia nadprądowego. Chroni ono linię odchodzącą od szyn zbiorczych.
W sytuacji gdy pojawi się duży prąd zwarcia, urządzenie spełniające funkcję zabezpieczenia nadprądowego wyśle sygnał na otwarcie wyłącznika W1. Jednocześnie prześle ono informację typu GOOSE do urządzeń, z którymi się komunikuje, w tym przypadku do urządzenia pierwszego. Urządzenie pierwsze po odczytaniu informacji oraz po sprawdzeniu stanu w obszarze systemu, z którym współpracuje, może wysłać informację do wyłącznika W1 powodującą jego zamknięcie.
Zabezpieczenie szyn zbiorczych układu stacji typu H5 przez funkcje nadprądowe przy wykorzystaniu mechanizmu GOOSE
W ramach omawianego zagadnienia zostały wykonane testy laboratoryjne w laboratorium Zakładu Aparatów i Automatyki Elektroenergetycznej w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Do testów zostały wykorzystane przekaźniki zabezpieczeniowe firmy General Electric oraz cyfrowy tester CMC ze wzmacniaczem CMS. Przekaźniki skonfigurowano w programie EnerVista oraz EnerVistaplus. Urządzenia zostały nazwane w unikalny sposób, aby w sposób przejrzysty móc zmieniać ich parametry.
Na rys. 7. został przedstawiony sposób połączenia urządzeń zabezpieczeniowych z testerem CMC i wzmacniaczem CMS. Oprócz sygnałów prądowych zostały również doprowadzone informacje dwustanowe wprowadzone do wejść binarnych w testerze CMC.
W badaniach została zasymulowana sytuacja pracy układu H5 stacji w rezerwie jawnej. Zasilanie odbywa się tylko z jednego toru prądowego. Jednak w przypadku wystąpienia zakłócenia – konfiguracja, w zależności od miejsca zakłócenia, ulega zmianie.
Na rys. 8. przedstawiono schemat logiczny działania zabezpieczeń przy wykorzystaniu funkcji nadprądowych w układzie H5. Założono sytuację, że zasilanie odbywa się z toru prądowego wyposażonego w wyłącznik W1.
Wystąpienie zwarcia w jednym z odpływów spowoduje otwarcie wyłącznika tylko w tym odpływie. Wystąpienie zwarcia w gałęzi poprzecznej powoduje otwarcie wyłącznika w tej gałęzi i zamknięcie wyłącznika w drugim dopływie. Jest to konieczne, aby zapewnić stały dopływ energii elektrycznej do obu odpływów.
Gdy zakłócenie wystąpi w dopływie z wyłącznikiem W1, wówczas wyłącznik ten zostanie otwarty, a wyłącznik w drugim dopływie (W2) zostanie zamknięty.
Zaimplementowanie rozproszonej logiki realizującej zabezpieczenie szyn zbiorczych w układzie stacji H5 przy wykorzystaniu wcześniej przedstawionych urządzeń wymagało odpowiednich konfiguracji w programie EnerVista i EnerVistaplus. Stworzone zostały układy logiki działania funkcji nadprądowych, które przedstawiono na rys. 9.
Rys. 9. Schematy logiczne zabezpieczenia szyn dla przekaźników: a) L90_p, b) L90_p, c) T60_p, d) T60_stojak, e) D60plus
W przypadku tworzenia schematów logicznych dla przekaźników T60_p oraz D90plus zostały zaimplementowane w nich zwłoki czasowe 10 ms. Zostały one wprowadzone, aby przekaźnik wstrzymał się przed wysłaniem sygnału na otwarcie wyłącznika aż do momentu, gdy uzyska informację od innych przekaźników. Dzięki wykorzystaniu mechanizmu GOOSE zwłokę można nastawić na czas 3–4 ms (czas przesyłu informacji mechanizmem GOOSE), co w znacznym stopniu zwiększa szybkość działania automatyki zabezpieczenia szyn.
Sprawdzenie działania zabezpieczeń szyn w badanym układzie odbywało się poprzez funkcje nadprądowe jednofazowe, co było spowodowane ograniczeniami sprzętowymi.
Wymuszanie przebiegów prądowych przez tester CMC odbywało się za pośrednictwem programu State Sequencer. Program pozwala na dokładne zdefiniowanie wartości prądów oraz napięć w określonych przedziałach czasowych. Dzięki doprowadzeniu do testera CMC sygnałów binarnych możliwe jest prezentowanie sygnałów dwustanowych w oknie programu State Sequencer.
Na rys. 10. przedstawiono otrzymane wyniki badań dla przypadku wystąpienia zwarcia w gałęzi poprzecznej. W tym przypadku prąd zwarciowy występuje w gałęzi poprzecznej oraz dopływie z wyłącznikiem W1. Powinien zostać otwarty wyłącznik w gałęzi poprzecznej (W3) oraz zamknięty wyłącznik W2, aby zapewnić dopływ energii dla odpływu z wyłącznikiem W5.
Analizując przebiegi prądów oraz otrzymane sygnały dwustanowe można stwierdzić, że procesy łączeniowe zostały wykonane zgodnie z określonymi założeniami. Przekaźnik D90_plus wysłał sygnał na otwarcie wyłącznika w gałęzi poprzecznej (W3), natomiast przekaźnik T60_stojak wysłał sygnał na zamknięcie wyłącznika W2. Spowodowało to załączenie drugiego transformatora i przejęcie przez niego zasilania części odbiorów zasilanych z gałęzi wyposażonej w wyłącznik W5.
Podsumowanie
Możliwości, jakie niesie ze sobą wprowadzenie standardu IEC 61850 do elektroenergetyki, w znacznym stopniu pozwalają na unowocześnienie automatyki elektroenergetycznej. Czas komunikacji pomiędzy urządzeniami zabezpieczeniowymi ulega skróceniu, co pozytywnie wpływa na jakość obsługi urządzeń odpowiedzialnych za procesy łączeniowe i pomiarowe.
Dążenie do wprowadzania coraz większej ilości technologii informatycznych do elektroenergetyki wydaje się być nieuniknione z racji bardzo szybkiego postępu technologicznego.
Ważnymi cechami normy IEC 61850 Systemy i sieci komputerowe w stacjach elektroenergetycznych jest możliwość stałej rozbudowy systemu oraz możliwość rozwoju. Standard IEC 61850 jest przykładem, że bazowanie na technologii informatycznej w elektroenergetyce przynosi znaczne udogodnienia.
Literatura
- K. Kulski, „Standard komunikacyjny IEC 61850”. Dostęp na www.schneider-energy.pl/files.../IEC61850/koncepcja_iec_61850.pdf.
- D. Dolezilek, IEC 61850: What You need to know about Functionality and practical Implementation, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Pullman, WA USA.
- M. Lizer, W. Szweicer, „Norma IEC 61850 – Nowy standard Komunikacyjny Systemu Sterowania i Nadzoru Stacji Elektroenergetycznych”, „Pomiary Automatyka Robotyka” 2/2010.
- IEC 61850-7-4 Basic communication structure for substation and feeder equipment – Compatible logical node classes and data classes, First edition, 05-2003.
- R. Kowalik, C. Pawlicki, Podstawy teletechniki dla elektryków, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2006.