Brama zdalnego dostępu do urządzeń automatyki elektroenergetycznej i stawiane jej wymagania

Zgodnie z wymaganiami OSP, urządzenia instalowane w stacjach elektroenergetycznych, mające podlegać zdalnemu dostępowi z poziomu stacyjnego koncentratora zabezpieczeń, muszą być wyposażane w interfejs komunikacyjny dedykowany koncentratorowi zabezpieczeń.

Wśród rozpatrywanych urządzeń można dokonać podziału na rozwiązania nowsze i starsze. Częstą (choć nie zawsze jednoznaczną) korelacją z tym podziałem jest rodzaj wykorzystywanych łączy telekomunikacyjnych.Koncentrator, czyli inaczej Brama Zdalnego Dostępu, poza możliwościami komunikacyjnymi ma możliwość uruchamiania programów narzędziowych oraz składowania informacji użytkownika. W ten sposób spełnia dwie funkcje – pozostaje medium przekazującym informacje ze zdalnego komputera, ale jednocześnie z jego poziomu można monitorować pracę wszystkich podłączonych do niego urządzeń, zmieniać ich nastawienia oraz ingerować w konfigurację logiki ich pracy.

Dodatkowo programy użytkowe mogą składować w jego pamięci dane – np. rejestracje zakłóceń lub konfiguracje urządzeń, które w ten sposób zawsze znajdują się we właściwym miejscu (tj. w stacji, gdzie są wykorzystywane lub skąd można je skopiować).

Wymagania stawiane systemom zdalnego dostępu do urządzeń automatyki elektroenergetycznej

Urządzenia i systemy stacyjne, instalowane w krajowych stacjach elektroenergetycznych i komunikujące się z koncentratorem zabezpieczeń, można także sklasyfikować ze względu na zakres ich oddziaływania/nadzoru. Wedle tego podziału, wyróżnić można:

• układy automatyki i systemy ogólnostacyjne:        
  • Automatyczna Regulacja Stacji Transformatorowej (ARST),        
  • System Sterowania i Nadzoru (SSiN),        
  • Rezerwowa Sygnalizacja Awaryjna (RSA),        
  • system lokalizacji doziemień w obwodach prądu stałego,        
  • automatyka odciążająca i SCO,        
  • układ rejestracji zakłóceń,        
  • system monitoringu transformatora,        
  • system monitoringu przepustów izolacyjnych transformatorów,        
  • inne;   
• układy automatyki i systemy ogólnorozdzielniane:        
  • Zabezpieczenie Szyn Zbiorczych (ZSZ),        
  • Lokalna rezerwa wyłącznikowa (LRW),        
  • system monitoringu wyłącznika,        
  • system monitoringu parametrów rozdzielni typu GIS,        
  • inne;   
• układy automatyki poszczególnych pól:        
  • urządzenia pełniące funkcje zabezpieczeniowe (z funkcją podstawową różnicową, odległościową, nadprądową ziemnozwarciową, nadnapięciową itd.),
  • urządzenia pełniące funkcje automatyki polowej (SPZ, kontrola synchronizmu),        
  • lokalizatory miejsca zwarcia (LMZ),        
  • inne.

Sposób podłączenia powyższych urządzeń do bramy zdalnego dostępu (koncentratora zabezpieczeń) oraz zakres nadzoru realizowanego z poziomu tej bramy, zależą od konkretnych możliwości techniczny poszczególnych urządzeń – w tym od konkretnych ich wariantów zamówieniowych (ang. order code). Zespół urządzeń i systemów podłączanych do koncentratora w danej stacji elektroenergetycznej jest wynikiem ustaleń projektowych, często aktualizowanych w trakcie właściwego wdrażania systemu łącza inżynierskiego. Także oprogramowanie instalowane dla potrzeb obsługi tych systemów i urządzeń jest charakterystycznej dla konkretnego wdrożenia, realizowanego w konkretnym czasie.

Opracowanie koncepcji bramy zdalnego dostępu do urządzeń automatyki elektroenergetycznej rozpocząć należy od określenia zasadniczych wymagań jej stawianych oraz zdefiniowania, w oparciu o te wymagania, podstawowych założeń.

Założenia te ewoluowały w trakcie prac nad kolejnymi wersjami systemu, uwzględniając doświadczenia nabyte podczas kolejnych jego wdrożeń oraz wyznaczane kierunki jego rozwoju. Część zmian wymuszona została zwiększeniem jego oczekiwanej funkcjonalności oraz optymalizacją rozwiązań już zaimplementowanych. Przedstawione założenia są zatem wypadkową wielu czynników – zarówno o charakterze obiektywnym (niezależnym od zamysłów projektanta), jak również czysto subiektywnym (przyjętym przez autora, jako jego konkretny wybór wariantu rozwiązania określonego problemu projektowego).

Przedstawione wymagania i założenia stanowią podstawę dla:    

• doboru platform sprzętowych jednostki centralnej bramy zdalnego dostępu do urządzeń automatyki elektroenergetycznej;
• projektowania autorskiego oprogramowania systemu;
• dostosowania oprogramowania firm trzecich;
• opracowania możliwych koncepcji realizacji infrastruktury telekomunikacyjnej systemu, umożliwiających współpracę z, wymienionymi w poprzednich rozdziałach, urządzeniami stacyjnymi;
• uwzględnienia aspektów projektowych i środowiskowych, niezbędnych dla realizacji pomyślnych wdrożeń systemu w krajowych stacjach elektroenergetycznych WN/NN;
• zdefiniowania procedur testowych, służących weryfikacji poprawności działania zaprojektowanego rozwiązania.

W celu zaprojektowania rozwiązania bramy zdalnego dostępu do urządzeń automatyki elektroenergetycznej należało zdefiniować szczegółowe wymagania i założenia dla wyżej wymienionych jej aspektów.

Istotnym zagadnieniem wstępnym było natomiast określenie ogólnych cech, jakie współczesny system łącza inżynierskiego powinien posiadać:

• stabilność – rozumiana jako przewidywalność zachowania systemu oraz jego zdolność do pracy ciągłej, bez konieczności podejmowania przez służby eksploatacyjne czynności wykraczających poza docelowe przeznaczenie systemu;
• niezawodność – system powinien cechować się możliwe wysoką jakością i możliwie dużą niezawodnością jego elementów składowych, zapewniającymi możliwie długi czas jego poprawnego (bezawaryjnego) działania;
• odporność na typowe problemy eksploatacyjne – system powinien być wyposażony w mechanizmy pozwalające na, automatyczne bądź pół-automatyczne, radzenie sobie z typowymi problemami w eksploatacji (jak np. zaniki zasilania) oraz na możliwość powrotu do planowej pracy, po wystąpieniu takiego problemu;
• bezpieczeństwo użytkowania – system powinien zapewniać wysoki poziom bezpieczeństwa w użytkowaniu, rozumiany zarówno jako odpowiedni poziom zabezpieczenia (autoryzacji) dostępu, jak również bezpieczeństwo współpracy systemu z urządzeniami automatyki elektroenergetycznej;
• uniwersalność – system powinien być możliwy do zastosowania dla dowolnej stacji elektroenergetycznej, niezależnie od jej budowy i konfiguracji;
• kompatybilność – system powinien umożliwiać współpracę ze wszystkimi cyfrowymi urządzeniami elektroenergetycznymi spotykanymi w stacjach elektroenergetycznych, należącymi do różnych generacji i wykorzystujących zróżnicowane interfejsy i standardy komunikacyjne oraz różne oprogramowanie dedykowane do obsługi tych urządzeń;
• skalowalność – system powinien umożliwiać realizację zdalnego nadzoru zarówno dla niedużej pojedynczej rozdzielni (np. kilkanaście urządzeń podlegających nadzorowi), jak również dla wszystkich, przewidzianych do współpracy, urządzeń dużej stacji elektroenergetycznej (liczonych w setkach sztuk);
• intuicyjność – system powinien być możliwie prosty w obsłudze, a jego zachowania powinny być powtarzalne, przewidywalne i praktycznie uzasadnione;
• modułowość – system powinien mieć (zarówno w zakresie sprzętowym, jak i programowym) budowę modułową, która umożliwi jego dostosowanie do konkretnego przypadku wdrożenia, z wykorzystaniem wyłącznie komponentów podstawowych oraz wymaganych dla danego wdrożenia – co pozwoli na oszczędność zasobów i zwiększenie konkurencyjności na rynku elektroenergetycznym;
• możliwość rozbudowy – system powinien być możliwy do rozbudowy, dla potrzeb dołączania do niego kolejnych urządzeń automatyki elektroenergetycznej, uruchamianych w stacji po zakończeniu pierwotnego wdrożenia systemu;
• możliwość rekonfiguracji – system powinien umożliwiać zmianę swojej konfiguracji w odpowiedzi na zmianę organizacji infrastruktury w stacji, zmianę sposobu współpracy z określonymi urządzeniami nadzorowanymi, czy też wymianę tych urządzeń na nowsze;
• możliwość rozwoju – system powinien zostać zaprojektowany w taki sposób, aby jego elementy (przede wszystkim programowe) były możliwe do rozwijania i zachowywały możliwie długi czas życia oraz kompatybilność;
• zgodność ze standardowymi specyfikacjami technicznymi PSE S.A. – elementy składowe, infrastruktura oraz oprogramowanie systemu łącza inżynierskiego, opracowywanego z myślą o praktycznych jego wdrożeniach w krajowych stacjach elektroenergetycznych, muszą spełniać (dla potrzeb uzyskania dopuszczenia rozwiązania do stosowania w KSE) wymagania specyfikacji technicznych Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) – w szczególności dotyczących systemu łącza inżynierskiego (od lipca 2012 roku: PSE-ST.Łącze inżynierskie/2012v1 – „Łącze inżynierskie” [1]; od grudnia 2016 roku: PSE-ST.EAZ.NN.WN/2016 – „Urządzenia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i układy z nią współpracujące, stosowane na stacjach elektroenergetycznych WN i NN” [2]);
• zgodność z normami – elementy składowe i infrastruktura systemu, opracowywanego z myślą o praktycznych jego wdrożeniach w krajowych stacjach elektroenergetycznych, muszą spełniać zalecenia podstawowych norm z zakresu badań środowiskowych czy kompatybilności elektromagnetycznej, a także podstawowych norm dotyczących przekaźników elektroenergetycznych i urządzeń zabezpieczeniowych czy też urządzeń telekomunikacyjnych; zakres obowiązujących norm określają, wspomniane w poprzednim podpunkcie, standardowe specyfikacje techniczne OSP;
• konkurencyjność – system opracowywany z myślą o praktycznych jego wdrożeniach w stacjach elektroenergetycznych powinien, przy spełnieniu wszystkich pozostałych założeń i wymagań, cechować się możliwie konkurencyjną ceną na rynku elektroenergetycznym.

Platforma sprzętowa jednostki centralnej

Platforma sprzętowa jednostki centralnej została dobrana w związku z potrzebą zwiększenia wydajności sprzętowej oraz w odpowiedzi na napotkane problemy z dostępnością dotychczas stosowanych rozwiązań. ­Oparta jest na platformie komputera klasy PC w wykonaniu przemysłowym. W opracowanej jednostce wykorzystano płytę główną (typu half-size) instalowaną w magistrali (backplane) jednego z wiodących producentów rozwiązań przemysłowych. Płyta wyposażona jest szybki procesor serii INTEL I3 lub I5 oraz 8 GB pamięci operacyjnej. Poprawność pracy całego systemu nadzorowana jest przez sprzętowy układ watchdog.

Koncentrator ma zwykle kilka kart rozszerzeń podobnie jak rozwiązania klasyczne komputerów PC. Oprócz wyjść RS232 (karta portów COM) koncentrator ma dwie lub więcej kart sieciowych 1000/100BaseT, lub karty sieciowe z wyjściami optycznymi 100BaseFX.

Jako system operacyjny wykorzystano Windows 7 32 bit. System operacyjny jest zainstalowany na dysku SSD. Możliwe jest zatem instalowanie wszelkich programów narzędziowych do obsługi urządzeń mikroprocesorowych oraz dodatkowo pozwala na zapisywanie danych takich jak pliki z nastawieniami, rejestracje zakłóceń itp. niezbędnych przy współpracy z urządzeniami mikroprocesorowymi Poglądowy schemat koncentratora został pokazany na rysunku 1.

Infrastruktura telekomunikacyjna łącza inżynierskiego

Ze względu na różnorodność urządzeń mikroprocesorowych stosowanych w stacjach elektroenergetycznych WN i NN, zaistniała konieczność wprowadzenia sytemu ich zdalnego nadzoru. Zaproponowano więc wykorzystanie do tego celu specjalnego komputera umożliwiającego podłączenie do jednego łącza telekomunikacyjnego (aktualnie sieć LAN/WAN) wielu urządzeń mikroprocesorowych posiadających możliwość wymiany informacji z systemami nadrzędnymi. Komputer ten nazwany „Bramą zdalnego dostępu” pozwala na podłączenie różnych urządzeń mikroprocesorowych znajdujących się na terenie stacji elektroenergetycznej, wykorzystujących różne standardy transmisji (np. Ethernet, RS-232, RS-485 itp).

Idea podłączenia wielu różnych urządzeń IED do bramy zdalnego dostępu pokazano na rysunku 2. Infrastruktura połączeń komunikacyjnych między jednostką centralną bramy zdalnego dostępu, a zabezpieczeń jest ściśle uzależniona od rodzaju portów wykorzystywanych przez zabezpieczenia. W przypadku starszych rozwiązań bazujących na łączach asynchronicznych (np. RS-232, RS-485) wykorzystuje się odpowiednie konwertery standardów lub przełączniki optyczne pozwalające na podłączenie do jednego portu COM wielu urządzeń wyposażonych w np. w port RS-232. Jedną z ciekawych cech przełączników optycznych jest możliwość zestawiania połączeń jedynie do wybranego ściśle określonego portu. Operacja taka realizowana jest wewnętrznie w oprogramowaniu koncentratora i zdecydowanie zwiększa bezpieczeństwo wymiany danych, ograniczając możliwość pomyłki szczególne w przypadku starszych zabezpieczeń. Dodatkową zaletą wykorzystania przełączników optycznych jest możliwość przesyłania danych na znaczne odległości dochodzące nawet do 3 km oraz odporność na zakłócenia, jak również co jest bardzo ważne -  separację galwaniczną.

W przypadku zabezpieczeń wykorzystujących porty Ethernet, układy wymiany danych wykorzystują przełączniki sieciowe, które mogą posiadać porty elektryczne lub optyczne. Sposób ich wykonania jest ściśle uzależniony od rodzaju portów wejściowych w zabezpieczeniach. Zaletą połączeń tego typu jest prostota oraz niezawodność i duża szybkość transmisji danych. Wszystkie typy łączy telekomunikacyjnych pokazano na rysunku 2.

Oprogramowanie urządzenia

Koncentrator zabezpieczeń jest typowym komputerem klasy PC w wykonaniu przemysłowym. System operacyjny wykorzystany w koncentratorze to Windows 7 32 bit. Zasada działania koncentratora związana jest przede wszystkim ze strukturą programów narzędziowych pracujących pod kontrolą jego systemu operacyjnego (wszystkie aplikacje narzędziowe są zaprojektowane pod system Windows). Schemat blokowy oprogramowania koncentratora przedstawiono na rysunku 3.

Oprogramowanie zainstalowane w koncentratorze składa się z poszczególnych elementów:

• system operacyjny (Windows 7),
• aplikacja główna – zarządzająca pracą wielu funkcji koncentratora, głównie po nawiązaniu zdalnego połączenia przez służby zabezpieczeniowe, przedstawia graficznie widok stacji z zabezpieczeniem, pozwala na uruchamianie wybranych programów narzędziowych, edycję i dodawanie nowych rozdzielni, pól oraz zabezpieczeń,
• aplikacja kontrolna – zarządzą pracą koncentratora podczas oczekiwania na połączenie, odpowiada m.in. za sprawdzanie drożności kanałów komunikacyjnych, określanie parametrów pracy jednostki centralnej, wymianę danych z systemem SCADA itp.
• układ watchdog nadzorujący poprawność pracy wszystkich aplikacji (programowy) oraz systemu jako całości (sprzętowy),
• aplikacje narzędziowe – instalowane zgodnie z potrzebami dla danego systemu, pozwalają na nastawianie i monitorowanie pracy poszczególnych zabezpieczeń zamontowanych w danej stacji elektroenergetycznej.

Zadaniami aplikacji głównej koncentratora są:

• umożliwienie zdalnej współpracy z urządzeniami IED (ang. Intelligent Electronic Device) stacji w sposób nadzorowany i kontrolowany, za pomocą dedykowanych aplikacji producentów,
• sprawdzanie na żądanie drożności kanałów komunikacyjnych do urządzeń IED (możliwości nawiązywania połączeń z urządzeniami IED) i prezentowanie jej stanu,
• tworzenie, edycja i prezentacja struktury stacji dla potrzeb zadań wymienionych w poprzednich punktach,
• rozróżnianie poziomów dostępu poszczególnych użytkowników oraz ograniczanie dostępu zgodnie z wymaganiami,
• umożliwianie dostępu do wybranych zasobów dyskowych (m.in. katalog wymiany) oraz wymiany danych z urządzeniami klienckimi,
• rejestrowanie aktywności użytkowników i przebiegu testów komunikacji z urządzeniami,
• samokontrola i autodiagnostyka koncentratora,
•  inne.

Podstawową aplikacją oprogramowania koncentratora jest program „Koncentrator IEn”. Jest on uruchamiany po kilkunastu sekundach od zalogowania, po pozytywnym przejściu procedury autodiagnostycznej. Zgodnie z wymaganiami specyfikacji ([1], [2]), aplikacja główna (podstawowa) koncentratora może być uruchomiona z dwoma poziomami uprawnień (rozpoznawanymi automatycznie, na podstawie uprawnień danego konta użytkownika w systemie operacyjnym) (rys. 4.).

Pod etykietą informacyjną (nazwa stacji i nazwa opisowa rozdzielni) prezentowany jest uproszczony schemat wybranej rozdzielni (rys. 4.). Pola prezentowane są w kolejności rosnącego numeru pola. Obok symbolu danego pola pokazywany jest przycisk odpowiadający temu polu, o etykiecie informującej o numerze i nazwie pola oraz kolorze informującym o stanie komunikacji z urządzeniami w tym polu. Kliknięcie lewym przyciskiem myszy powoduje z kolei przejście do ekranu wybranego pola pokazanego na rysunku 6. Pokazano tam przykładowe zabezpieczenia (IED), które zostały przypisane do wybranego pola.

Próba uruchomienia dedykowanej aplikacji producenta, dla wybranego urządzenia, rozpoczyna się w chwili kliknięcia przycisku tego urządzenia na ekranie pola (rys. 6.). Próba ta jest rejestrowana w logu i może zakończyć się albo sukcesem, albo wystąpieniem błędu na jednym z jej etapów. Każdy jest scenariuszy jest archiwizowany tak, aby użytkownik zawsze mógł uzyskać pełną informację o działaniu Bramy Zdalnego Dostępu.

Wnioski

W ramach prac w Instytucie Elektroenergetyki stworzono nowoczesne rozwiązanie bramy zdalnego dostępu do urządzeń automatyki elektroenergetycznej, spełniające obowiązujące wymagania i oczekiwania rynku elektroenergetycznego oraz możliwe do praktycznego wdrożenia w krajowych stacjach elektroenergetycznych.

Stworzone i opisane rozwiązanie znacznie wykracza swoją funkcjonalnością poza pierwotne założenia projektu, a także poza specyfikacje standardowe OSP. Rozwiązanie to wyróżnia jego elastyczność, poziom bezpieczeństwa użytkowania związany z uwierzytelnianiem na poziomie systemu operacyjnego, rozbudowana diagnostyka i autodiagnostyka, wykorzystanie najnowszego i najbardziej perspektywicznego standardu telekomunikacyjnego stosowanego w elektroenergetyczne (IEC 61850) oraz inne cechy.

Wymienione wyżej zrealizowane prace oraz ich efekty potwierdzają, iż istnieje możliwość opracowania nowoczesnego rozwiązania bramy zdalnego dostępu do urządzeń automatyki elektroenergetycznej, wykorzystując uniwersalną platformę sprzętową oraz specjalne autorskie oprogramowanie. Obecnie na stacjach WN i NN w Polskim systemie elektroenergetycznym pracuje około 60 koncentratorów wykonanych i zainstalowanych przez Instytut Elektroenergetyki PW, z czego 15 z nich wykonanych jest wg zaprezentowanej w artykule koncepcji.

Literatura

1. Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A., STANDARDOWE SPECYFIKACJE TECHNICZNE – PSE-ST. Łącze inżynierskie/2012v1 – Łącze inżynierskie, Warszawa, 2012
2. Polskie Sieci Elektroenergetyczne, Departament Eksploatacji, STANDARDOWE SPECYFIKACJE TECHNICZNE – PSE-ST.EAZ.NN.WN/2016 – Urządzenia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i układy z nią współpracujące, stosowane na stacjach elektroenergetycznych WN i NN, Konstancin Jeziorna, grudzień 2016, https://www.pse.pl/documents/20182/8c217ef3-c1e9-4ae0-aac1-1759d4044ad4?safeargs=646f776e6c6f61643d74727565