Systemy sterowania i nadzoru w stacjach elektroenergetycznych

W stacjach powstały systemy umożliwiające m.in. ciągłe nadzorowanie pracy stacji i współdziałanie z układami automatyki zabezpieczeniowej, układami sterowania, blokad i sygnalizacji. Systemy te muszą uwzględniać specyfikę stacji elektroenergetycznych. Występuje w nich duża różnorodność ukła­dów ze względu na wiele wersji urządzeń i elementów systemu podlegających ochronie [1]. Ponadto stosowane są urządzenia wytwa­rzane przez różne firmy zarówno polskie, jak i zagraniczne. Dodatkowo w stacjach elektroenergetycznych występują obok nowych urządzeń i układów modernizacje już istniejących, przy jednoczesnym istnieniu sprawnie działających urządzeń i aparatów zainstalowa­nych w przeszłości [1].

Architektura systemu SSIN

Architektura SSiN, której schemat ideowy przedstawiono na rysunku 1., obejmuje trzy poziomy przepływu danych: procesu, pola i stacji. Spełniają one następujące funkcje:

• poziom procesu – urządzenia procesowe (np. łączniki, elementy elektryczne, czujniki),
• poziom pola – urządzenia elektroniczne współpracujące z urządzeniami procesu, zbierają z nich dane za pomocą wejść cyfrowych i analogowych, przetwarzają dane (automatyki) oraz sterują procesem za pomocą wyjść,
• poziom stacji – urządzenia elektroniczne i systemy komputerowe gromadzące dane z poziomu pola przez sieć komunikacyjną, wizualizujące przebieg procesu oraz udostępniające dane do systemów zewnętrznych.

W ramach architektury SSiN wyróżnia się jeszcze często poziom centrum nadzoru. Jest to poziom administracji systemu, gdzie są zainstalowane serwery i stacje operatorskie.

Komunikacja sieciowa

W systemach sterowania i nadzoru stacji elektroenergetycznej podstawową formą wymiany danych między urządzeniami jest komunikacja cyfrowa. Kluczowymi jej elementami są standardy i protokoły komunikacji.

Dla większości komputerowych systemów komunikacyjnych wzorcowym modelem jest model OSI, który składa się z siedmiu warstw [2]:

1. fizycznej,
2. łącza danych,
3. sieciowej,
4. transportowej,
5. sesji,
6. prezentacji,
7. aplikacji.

Zainicjowanie komunikacji rozpoczyna się od warstwy aplikacji, a następnie poprzez kolejne warstwy następuje przygotowanie i nawiązanie tej komunikacji.

Warstwy sesji, prezentacji i aplikacji są warstwami wyższego rzędu, w których są generowane i przygotowywane dane do przesłania (zapytania oraz odpowiedzi).

Warstwy niższego rzędu zapewniają odnalezienie odpowiedniej drogi do celu, przekazanie konkretnej informacji oraz weryfikację bezbłędności przesyłania danych.

W systemach sterowania i nadzoru stacji są wykorzystywane różne rodzaje medium transmisyjnego. Stosuje się media przewodowe w postaci:

• skrętki,
• kabla koncentrycznego lub światłowodu
• lub media bezprzewodowe w postaci fal radiowych lub świetlnych.

W zależności od wykorzystanego medium oraz od specyfiki urządzeń komunikujących się rozróżnia się trzy rodzaje transmisji [3]:

• simpleks (transmisja jednokierunkowa),
• półdupleks (transmisja dwukierunkowa, nierównoczesna)
• oraz dupleks (transmisja równoczesna w obu kierunkach).

Skrętka (kabel symetryczny) z racji stosunkowo niskiej ceny i możliwości technicznych jest obecnie najpowszechniej wykorzystywanym medium transmisyjnym. Jest wykorzystywana głównie do transmisji bazującej na sieci Ethernet.

Światłowód z racji dużej przepustowości danych i możliwości przesyłania ich na duże odległości, odporności na zakłócenia elektromagnetyczne jest często stosowany w stacjach elektroenergetycznych. Stosuje się światłowody [3]:

• włókniste lub planarne,
• jednomodowe lub wielodomowe,
• skokowe lub gradientowe.

Wykorzystuje się je do komunikacji na duże odległości (centra dyspozytorskie, systemy nadrzędne).

Komunikacja szeregowa odgrywa istotną rolę w systemach automatyzacji stacji od wielu lat. Istnieje wiele różnych standardów, wiele z nich jest stosowanych do dzisiaj i będą używane jeszcze przez długi okres ze względu na prostotę implementacji i cenę.

Najczęściej w ramach SSiN stosuje się standardy [2]:

• RS-232 (standard point-to-point komunikacji dwóch urządzeń elektronicznych),
• RS-485 (w wersji dwu- lub czteroprzewodowej),
• RS -422
• i światłowód (złącza typu ST lub SC).

W systemach sterowania i nadzoru stacji stosowane są m.in. protokoły [2]:

• Modbus,
• DNP 3.0,
• Profibus,
• OPC,
• IEC 60870-5,
• IEC 61850.

Protokół Modbus to bardzo popularny, uniwersalny i otwarty protokół komunikacyjny wywodzący się z automatyki przemysłowej. Transmisja w nim polega na odczytywaniu i zapisywaniu danych w rejestrach urządzenia. Protokół ten jest łatwy w zastosowaniu i eksploatacji i jest realizowany w trzech trybach:

1. Modbus RTU (transmisja szeregowa, ramki wysyłane binarnie jako znaki ośmiobitowe),
2. Modbus ASCII (transmisja szeregowa, ramki wysyłane szesnastkowo jako znaki ASCII)
3. Modbus TCP/IP (transmisja bazująca na sieci Ethernet) [2].

Protokół DNP 3.0 oparty jest na trzech warstwach modelu OSI:

1. fizycznej,
2. łącza danych,
3. aplikacji

DNP 3.0 jest standardem otwartym i uniwersalnym. W odróżnieniu od protokołu Modbus wspiera wiele typów danych oraz ma wbudowaną funkcjonalność przesyłania znacznika czasu i zdarzeniowego przesyłania sygnałów. Protokół ten jest wykorzystywany zarówno do komunikacji koncentratorów danych z urządzeniami na stacji, jak i do transmisji danych do systemów nadrzędnych.

Oprócz standardowej implementacji szeregowej protokołu istnieje również modyfikacja bazująca na sieci Ethernet – DNP 3.0 TCP/IP.

Protokół Profibus wywodzi się z automatyki przemysłowej i jest wykorzystywany często do komunikacji z urządzeniami obsługującymi silniki, pompy itp.

Protokół OPC wywodzi się z automatyki przemysłowej, bazuje na sieci Ethernet i jest stosowany do komunikacji z systemami nadrzędnymi.

Standard IEC 60870-5 definiuje grupę protokołów komunikacyjnych stosowanych w systemach sterowania i nadzoru stacji elektroenergetycznych. Do najczęściej stosowanych należą [2]:

• IEC 60870-5-103 (IEC103),
• IEC 60870-5-101 (IEC101),
• IEC 60870-5-104 (IEC104).

Protokół IEC 60870-5-103 (IEC103) jest oparty na transmisji szeregowej i stosowany do komunikacji na poziomie procesu [4]. Wspiera typy danych ze znacznikiem czasu (w dwóch formatach) oraz ma funkcje zdarzeniowego przesyłania informacji. Jest często wykorzystywany do komunikacji z urządzeniami automatyki zabezpieczeniowej.

Protokół IEC 60870-5-101 (IEC101) jest oparty na transmisji szeregowej i stosowany do komunikacji na poziomie zarządzania zdalnego (np. ze zdalnymi systemami nadrzędnymi) [4].

Protokół IEC 60870-5-104 (IEC104) odznacza się funkcjonalnością podobną do protokołu poprzedniego (IEC101), natomiast transmisja bazuje na sieci Ethernet [4].

Norma IEC 61850 jest obecnie podstawową normą dotyczącą systemów i sieci komunikacyjnych w stacjach elektroenergetycznych [5]. Ma na celu zapewnienie kompatybilnej współpracy wszystkich urządzeń znajdujących się na stacjach. Definiuje standard projektowania systemów automatyzacji stacji elektroenergetycznych oraz protokół komunikacyjny, który bazuje na sieci Ethernet, ujednolica zasady wymiany danych pomiędzy urządzeniami stacji elektroenergetycznych [5]. Jej krajowym odpowiednikiem jest wieloczęściowa norma PN-EN 61850 [6].

Komunikacja i przesył w tym standardzie bazują na modelu danych, który opisuje zawartość każdego urządzenia w postaci węzłów logicznych, obiektów danych oraz ich atrybutów [5].

Standard komunikacyjny IEC 61850 definiuje dwie metody przesyłania informacji:

• w formie raportów między klientem i serwerem (MMS),
• w formie rozgłoszeniowej (GOOSE/SMV).

W obu tych metodach określa się zestawy danych i atrybutów z modelu danych, jakie mają być transmitowane raportem lub rozgłoszeniem. W ramach jednego urządzenia można stosować obie metody.

Ważniejsze funkcje protokołu IEC 61850 obejmują [2]:

• zdarzeniowe wysyłanie sygnałów,
• buforowanie sygnałów – zapamiętywanie zmian podczas braku komunikacji,
• sterowanie z potwierdzeniem – dwuetapowa sekwencja: 1) zaznacz, 2) wykonaj,
• przesyłanie znacznika czasu,
• synchronizacja czasu za pomocą protokołu NTP,
• transmisja plików zakłóceń.

Technologie i topologie sieciowe

Standardowe systemy automatyzacji stacji elektroenergetycznych często bazują na podstawowych topologiach sieci komputerowej (gwiazda lub pierścień). Niemniej jednak spotyka się w nich następujące rozwiązania topologii fizycznych:

• liniową – urządzenia połączone są z dwoma sąsiadującymi (często stosowana w połączeniach RS-485),
• magistrali – urządzenia podłączone są do jednej magistrali,
• pierścienia – urządzenia połączone są z sąsiednimi, tworząc zamknięty pierścień,
• podwójnego pierścienia – urządzenia spięte są w dwa równoległe pierścienie,
• gwiazdy – urządzenia podłączone są do jednego punktu centralnego, np. przełącznika,
• gwiazdy rozszerzonej – gwiazda z dodatkowymi połączeniami pobocznymi,
• drzewa – kombinacja topologii gwiazdy i magistrali,
• siatki – dodatkowo zawiera połączenia nadmiarowe.

Zaawansowane systemy SSiN muszą odznaczać się bardzo dużą niezawodnością, zarządzają bowiem bardzo istotnymi danymi procesowymi. Konieczne jest podwyższenie poziomu bezawaryjności sieci komunikacyjnych poprzez zastosowanie ulepszonych topologii i technologii, takich jak:

• pierścień SHR,
• technologia HSR,
• technologia PRP
• czy drzewo rozpinające RSTP.

Typy urządzeń SSiN

Na stacji elektroenergetycznej znajduje się wiele urządzeń zintegrowanych w ramach jednego systemu dzięki technologiom komunikacyjnym. Można je podzielić na grupy, począwszy od tych, które bezpośrednio współdziałają z systemem elektroenergetycznym, a skończywszy na tych, które realizują funkcje nadrzędnego systemu sterowania i nadzoru oraz telemechaniki.

Podział urządzeń SSiN według poziomów obejmuje:

• poziom pola:
  - inteligentne urządzenia elektroniczne (IED),
  - sterowniki PLC,
  - mierniki elektroniczne oraz analizatory parametrów sieci,
  - pozostałe urządzenia obiektowe,
• poziom stacji:
  - koncentratory danych/RTU,
  - bramy dostępowe,
  urządzenia transmisji danych,
• poziom centrum nadzoru:
  - serwer systemu sterowania i nadzoru,
  - lokalne stanowiska operatorskie,
  - urządzenia użytkowe.

Inteligentne urządzenia elektroniczne IED (ang. Intelligent Electronic Device) są urządzeniami wyposażonymi w mikroprocesor umożliwiający wykonywanie zaawansowanych funkcjonalności, np.:

• realizowanie automatyki (zabezpieczeniowej, regulacyjnej itp.),
• monitorowanie i sterowanie procesami,
• komunikacja z systemami nadrzędnymi.

Urządzenia te są wyposażone w wejścia/wyjścia cyfrowe i analogowe, mogą odczytywać dane i współdziałać bezpośrednio z systemem elektroenergetycznym. Najczęściej są to:

• sterowniki polowe,
• zabezpieczenia cyfrowe
• i regulatory.

Sterowniki PLC (ang. Programmable Logic Controller) są urządzeniami umożliwiającymi odczyt i zapis danych dzięki wejściom/wyjściom cyfrowym i analogowym oraz przetwarzanie tych danych za pomocą logiki.

Mierniki elektroniczne oraz analizatory parametrów sieci służą do wykonywania pomiarów i rejestracji najważniejszych parametrów sieci (prąd, napięcie, częstotliwość, moc czynna/bierna, współczynnik mocy, energia czynna/bierna) oraz do ich monitorowania.

Pozostałe urządzenia obiektowe są to często proste urządzenia wyposażone w interfejs komunikacyjny, stosowane w celach monitorowania określonych danych. Należą do nich m.in. czujniki temperatury, sygnalizacje centralne, systemy przeciwwłamaniowe i przeciwpożarowe, rejestratory i mierniki cyfrowe, urządzenia potrzeb własnych itp.

Koncentratory danych/RTU (ang. Remote Terminal Unit) są urządzeniami gromadzącymi różnorodne dane pochodzące z wielu źródeł oraz umożliwiającymi dalszą transmisję do systemów nadrzędnych. Często mają możliwość zarządzania i przetwarzania tych danych przy wykorzystaniu odpowiednich narzędzi obliczeniowych i logiki.

Koncentratory danych mają interfejsy komunikacyjne umożliwiające odczyt i zapis danych, natomiast RTU w tym celu korzystają z modułów fizycznych wejść/wyjść cyfrowych i analogowych. Bardzo często stosowane są urządzenia łączące funkcje RTU i koncentratora danych, które dodatkowo mają m.in. różne zaawansowane funkcje, np. interfejs użytkownika (diody, wyświetlacz LCD), zaawansowane wbudowane automatyki, synchronizację czasu.

Bramy dostępowe są urządzeniami, które udostępniają dane ze stacji dla systemów nadrzędnych. Mają duży wybór dostępnych protokołów komunikacyjnych, co stwarza duże możliwości w konwersji między różnymi protokołami. Bramy dostępowe pozwalają również na podział informacji na oddzielne grupy, co umożliwia optymalizację przepływu danych w systemie.

Urządzenia transmisji danych są urządzeniami, które usprawniają transmisję danych. Należą do nich:

• przełączniki sieciowe, które spinają wiele urządzeń w jedną sieć oraz optymalizują przepływ danych;
• przełączniki sieciowe z zaawansowanymi funkcjami;
• konwertery medium, które umożliwiają konwersję między różnymi mediami i standardami komunikacyjnymi [np. konwertery: RS232 <–> FO (światłowód), RS485 <–> FO, RS232 <–> RS485, serwer portów szeregowych (Ethernet <–> RS232/485)];
• modemy radiowe, które umożliwiają transmisję danych falami radiowymi;
• modemy GPRS, które umożliwiają transmisję danych siecią telefonii komórkowej.

Serwer systemu sterowania i nadzoru jest urządzeniem klasy PC, które realizuje funkcje systemu SCADA (ang. Supervisory Control and Data Acquisition).

Podstawowe funkcje serwera obejmują [8]:

• gromadzenie i archiwizowanie danych cyfrowych i analogowych,
• zarządzanie alarmami,
• rejestrowanie danych do dziennika zdarzeń,
• udostępnianie danych dla stanowisk operatorskich oraz drukarek zdarzeń,
• zarządzanie sterowaniami otrzymanymi ze stanowisk operatorskich
• oraz diagnostykę urządzeń systemu.

Lokalne stanowiska operatorskie są urządzeniami klasy PC, które realizują funkcje systemu SCADA/HMI (ang. Human-Machine Interface). Podstawowe funkcje stanowiska obejmują [8]:

• przedstawienie danych otrzymanych z serwera;
• prezentację aktualnego stanu sieci elektroenergetycznej (np. topologii sieci, rozpływu mocy);
• wizualizację stanów, pozycji łączników, pomiarów;
• wyświetlanie dziennika zdarzeń;
• wyświetlanie trendów rzeczywistych i historycznych dla pomiarów;
• sygnalizację wzrokową i dźwiękową alarmów;
• udostępnienie scentralizowanego systemu sterowania
• oraz wyświetlanie dodatkowych informacji ułatwiających działanie operatora.

Urządzenia użytkowe są urządzeniami realizującymi dodatkowe funkcje w systemie. Należą do nich m.in. standardowe drukarki, drukarki zdarzeń, serwery czasu i zasilacze awaryjne UPS.

Funkcjonalności SSIN

Intensywny rozwój systemów sterowania i nadzoru oraz wzrastające wymagania wobec ich funkcjonalności prowadzą do rozszerzenia katalogu ich podstawowych funkcjonalności i możliwości SSiN. Stanowi to ogromne ułatwienie w procesie nadzorowania i kierowania pracą stacji elektroenergetycznej przez dyspozytora.

Standardowe funkcjonalności SSiN obejmują następujące obszary:

• SCADA/HMI,
• sygnalizacja i pomiary,
• sterowania i blokady,
• automatyki,
• łącze inżynierskie,
• synchronizacja czasu,
• redundancja,
• diagnostyka.

SCADA (ang. Supervisory Control and Data Acquisition) ogólnie stanowi system wspomagający zarządzanie procesami technologicznymi przebiegającymi na obiekcie, którym w analizowanym przypadku jest stacja elektroenergetyczna [1].

SCADA jest centralnym elementem systemu sterowania i nadzoru odpowiedzialnym za zbieranie i archiwizację danych oraz umożliwiającym wykonywanie zdalnych sterowań. Wszystkie te dane są udostępniane dla graficznego interfejsu użytkownika HMI (ang. Human-Machine Interface), gdzie są prezentowane w formie wizualizacji.

Podstawowe możliwości systemu SCADA/HMI obejmują [1]:

• przybliżanie i oddalanie widoku;
• „odszczegółowienie” informacji przy oddalaniu widoku;
• obsługę wielu ekranów;
• zarządzanie alarmami (sygnalizację wizualną i dźwiękową oraz kwitowanie);
• zarządzanie kontami użytkowników;
• zarządzanie notatkami;
• eksport danych do plików
• oraz administrację i diagnostykę systemu.

Wizualizacje obejmują takie elementy, jak:

• menu główne,
• widoki elektryczne i diagnostyczne,
• dzienniki zdarzeń,
• listy alarmów,
• wykresy pomiarów rzeczywistych i historycznych,
• paski narzędzi
• oraz legendę i pomoc dla obsługi.

Menu główne zawiera ogólne informacje, tj. datę, nazwę stacji, notatki itp. oraz ma przyciski do przechodzenia między poszczególnymi oknami [7].

Widoki elektryczne i diagnostyczne zawierają schematy elektryczne oraz komunikacyjne, na których prezentowane są:

• animacje zmiany stanów sygnałów oraz położeń łączników,
• wskazania aktualnych stanów dla wybranych sygnałów (np. załączenie/odstawienie automatyki),
• sterowania i blokady,
• pomiary
• oraz informacje diagnostyczne.

Dzienniki zdarzeń zawierają listę zarchiwizowanych danych. Listy alarmów zawierają aktualne ostrzeżenia i alarmy.

Paski narzędzi umożliwiają uruchomienie narzędzi, np. okno logowania użytkownika, uruchamianie zewnętrznych aplikacji, analizatorów. Standardowo dla stacji elektroenergetycznej wizualizacja obejmuje następujące obszary:

• widok stacji – przedstawia najważniejsze pola funkcyjne,
• widok rozdzielni – przedstawia wszystkie pola rozdzielni i dodatkowe informacje,
• widok pola – przedstawia szczegółowe informacje dotyczące konkretnego pola [7.8].

Sygnalizacja i pomiary to bardzo ważna funkcja wymagana przez obsługę stacji. Umożliwia informowanie dyspozytora o aktualnym stanie stacji elektroenergetycznej, zachodzących zmianach oraz pojawiających się anomaliach w jej pracy.

Informacje dostarczane dla obsługi obejmują: sygnalizację, pomiary i dodatkowe informacje. Mogą być prezentowane:

• analogowo w postaci lampek, odwzorowań oraz wskazań na tablicy synoptycznej;
• cyfrowo w postaci wyświetlaczy oraz paneli synoptycznych na urządzeniach elektronicznych
• lub zdalnie na ekranie stanowiska operatorskiego.

Sygnalizacja dotyczy:

• położenia łączników (załączony/wyłączony wyłącznik, zamknięty/otwarty odłącznik lub uziemnik),
• zakłócenia sieci i awarii (np. samoczynne wyłączenie wyłącznika),
• ostrzeżeń (np. nienormalny stan pracy lub uszkodzenie urządzeń)
• oraz pobudzenia i zadziałania zabezpieczeń i automatyki.

Pomiary dotyczą takich wielkości, jak [1]:

• prąd,
• napięcie,
• częstotliwość,
• moc czynna,
• moc bierna,
• współczynnik mocy,
• energia czynna i energia bierna.

Dodatkowe informacje mogą dotyczyć np. położenia przełącznika zaczepów, miejsca zwarcia, temperatury oleju transformatora, temperatury w pomieszczeniu.

Sterowania i blokady stanowią ważną funkcję w kontekście prawidłowej obsługi stacji. W stacjach elektroenergetycznych znajduje się wiele urządzeń i aparatów, którymi steruje się, wykonując np. operacje łączeniowe. Konieczne jest ponadto stosowanie odpowiednich blokad w celu uniknięcia niewłaściwych czynności łączeniowych. Ręczne przeprowadzanie takich czynności bezpośrednio na urządzeniach nie jest dostatecznie szybkie. W związku z tym stosuje się układy wspomagające sterowanie umożliwiające wykonywanie tych manipulacji szybko z oddalonego miejsca.

W stacjach elektroenergetycznych wyróżnia się następujące układy sterowania [1]:

• lokalne układy sterowania – w pobliżu sterowanych łączników: bezpośrednio w polu: ręcznie lub z szafki aparatu; na elewacji rozdzielnicy np. z panelu sterownika polowego;
• zdalne układy sterowania – w pewnej odległości od łączników: z tablicy synoptycznej; ze stanowiska operatorskiego na stacji; z dyspozytorni.

W bardziej zaawansowanych systemach sterowania i nadzoru układy te są łączone, tworząc kilka poziomów sterowania. Wówczas sterowanie z dyspozytorni stanowi poziom najwyższy, a w polu – najniższy. Na każdym z poziomów istnieje możliwość zablokowania sterowań z wyższych poziomów, uniemożliwiając wykonywanie niepożądanych operacji.

Jak wspomniano, w celu uniknięcia niepożądanych lub błędnych czynności łączeniowych stosuje się blokady manipulacyjne. Takie blokady mogą zostać zaimplementowane na każdym poziomie sterowania w postaci:

• blokad/rygli mechanicznych, elektromagnetycznych itp. bezpośrednio w polu,
• blokad elektrycznych w obwodach cewki sterującej,
• logiki w sterowniku polowym,
• animacji w systemie wizualizacji (stanowisko operatorskie, dyspozytornia).

Automatyka stanowi jedną z kluczowych dla właściwej obsługi stacji funkcji. Automatyki na stacji elektroenergetycznej pozwalają na uniknięcie rozległych awarii i przerw w dostawie energii, a tym samym wpływają na jakość, niezawodność i pewność dostawy energii elektrycznej.

Dzięki dynamicznemu rozwojowi układów mikroprocesorowych w ostatnich latach automatyki mogą być realizowane przez zaawansowane urządzenia elektroniczne, co przynosi wiele korzyści, do których należą:

• możliwość realizacji wielu funkcji w jednym urządzeniu;
• możliwość zmiany parametrów (np. nastaw zabezpieczeniowych);
• duża szybkość działania;
• możliwość programowania logiki;
• długotrwała, ciągła gotowość do działania;
• możliwość podłączania dodatkowych modułów (np. komunikacji).

Przykładem takich urządzeń są cyfrowe zintegrowane systemy zabezpieczeń realizujące najważniejsze funkcje zabezpieczeniowe, takie jak np. [9]:

• nadmiarowo-prądowe (tzw. nadprądowe),
• ziemnozwarciowe,
• przeciążeniowe i cieplne,
• pod- i nadnapięciowe,
• pod- i nadczęstotliwościowe,
• zerowo-mocowe,
• kierunkowo-mocowe,
• odległościowe linii,
• różnicowe linii/transformatorów
• lub zestawy dedykowanych funkcji, np.: zabezpieczenie generatorów, zabezpieczenie silników, zabezpieczenie pól SN.

Wbudowane algorytmy oraz programowalne logiki dostępne w obecnie stosowanych urządzeniach elektronicznych pozwalają również na implementację zaawansowanej automatyki, jak np.:

• samoczynne częstotliwościowe odciążenia (SCO),
• samoczynne ponowne załączenie (SPZ, SPZ po SCO),
• samoczynne załączenie rezerwy (SZR),
• z kontrolą synchronizmu,
• automatyczne wymuszenie składowej czynnej (AWSC),
• lokalne rezerwowanie wyłącznika (LRW),
• zabezpieczenie szyn zbiorczych (ZSZ),
• automatycznie regulowane baterie kondensatorów (BKR),
• automatyczna regulacja napięcia (ARN).

Większość z wymienionych funkcji w związku z koniecznością natychmiastowej reakcji musi być realizowana przez urządzenia obiektowe bezpośrednio połączone z układem pomiarowym i wykonawczym. Część automatyki jednak nie wymaga natychmiastowego zadziałania, np. niektóre automatyki prewencyjne lub optymalizacyjne, wtedy mogą być wykonywane przez urządzenia zdalne, odbierające i wysyłające dane poprzez komunikację cyfrową (np. koncentrator danych mający możliwość tworzenia logiki w postaci schematów blokowych, sekwencji instrukcji itp.).

Łącze inżynierskie stanowi funkcję bardzo pomocną dla prawidłowej eksploatacji stacji elektroenergetycznej. Stosuje się ją dla cyfrowych zintegrowanych systemów zabezpieczeń oraz innych istotnych urządzeń elektronicznych znajdujących się na stacji elektroenergetycznej w celu umożliwienia zdalnej konfiguracji zabezpieczeń i urządzeń, aktualizacji nastaw itp.

W praktyce łącze inżynierskie jest realizowane najczęściej w postaci kilku magistrali połączenia szeregowego komunikujących grupy urządzeń i zbiegających się do centralnego serwera portów szeregowych, który umożliwia zdalny dostęp do magistrali poprzez sieć Ethernet. Łącze inżynierskie jest połączeniem równoległym i niezależnym w stosunku do połączenia z systemem sterowania i nadzoru stacji.

Synchronizacja czasu jest bardzo istotną funkcją systemu. Dzięki jednakowym znacznikom czasu sygnałów możliwa jest precyzyjna analiza sekwencji zdarzeń przebiegających na stacji elektroenergetycznej, pochodzących z wielu pracujących niezależnie urządzeń.

Synchronizacja czasu odbywa się warstwami:

• pierwszą warstwą jest zegar atomowy,
• drugą – urządzenie pobierające czas wzorcowy z zegara atomowego za pośrednictwem jednego lub wielu źródeł; jest to główny serwer czasu.,
• trzecią warstwą są urządzenia-klienci pobierający czas z serwera głównego.

Na kolejnych warstwach urządzenia-klienci wyższej warstwy mogą być serwerami czasu dla warstwy kolejnej, tworząc drzewo rozsyłające czas do wszystkich urządzeń.

Źródła informacji o aktualnym czasie stanowią:

• istniejące systemy pozycjonowania GPS, GLONASS,
• przyszłe systemy pozycjonowania Galileo, Compass,
• sygnał radiowy DCF77,
• wewnętrzne systemy synchronizacji.

W stacjach elektroenergetycznych stosuje się metody transmisji informacji o czasie: broadcast, unicast lub multicast.

W systemach synchronizacji czasu używa się różnorodnych interfejsów i protokołów komunikacyjnych. Do tych pierwszych należą m.in. IRIG-B, RS232, do tych drugich należy podstawowy protokół synchronizacji czasu, bazujący na sieci Ethernet NTP i protokoły transmisji szeregowej: Modbus, IEC60870 i DNP3.0.

Redundancja jest funkcjonalnością, którą stosuje się w celu podwyższenia poziomu bezawaryjności systemów sterowania i nadzoru stacji. Polega na wprowadzeniu dodatkowych tras przepływu informacji, tak aby w przypadku uszkodzenia jednej z nich funkcję przejmowała rezerwa.

Redundancja służy zapewnieniu bezprzerwowego dostępu do danych czasu rzeczywistego i pełnego nadzoru nad stacją. Wiąże się ze stosowaniem nadmiarowości takich elementów, jak: przewody, urządzenia, przełączniki sieciowe, łącza itp. Przy czym stosowana nadmiarowość w ramach SSiN najczęściej dotyczy urządzeń sieciowych spinających urządzenia obiektowe oraz połączeń między nimi. Tworzone są wspomniane wcześniej topologie sieci komunikacyjnych o podwyższonym stopniu niezawodności: drzewa rozpinające (RSTP), podwójne pierścienie (SHP, HSR) lub równoległe sieci (PRP).

Do urządzeń, dla których implementuje się rezerwy, najczęściej należą koncentratory danych oraz bramy dostępowe gromadzące duże ilości danych i udostępniające je do systemów dyspozytorskich.

Redundancja jest bardzo pożądana w systemach sterowania i nadzoru. Wiąże się jednak ze zwiększonymi kosztami projektu SSiN dla stacji elektroenergetycznej. Szczególnie dotyczy to bardzo zaawansowanych rozwiązań systemów, w których występuje znaczna liczba pojedynczych punktów krytycznej awarii.

Diagnostyka stanowi ważną funkcjonalność w kontekście prawidłowej obsługi stacji. Podczas awarii w komunikacji przesył danych może zostać utracony lub przesyłane dane mogą być nieprawidłowe.

W celu uniknięcia pomyłek i niejasności stosuje się diagnostykę urządzeń SSiN. W pierwszej kolejności sprawdza się jakość wysyłanych sygnałów z urządzeń. Prawidłowa jakość oznacza pewność, że sygnał przychodzi od określonego źródła i jest wiarygodny. Nieprawidłowa, niepewna lub niezdefiniowana jakość sygnału stanowi ostrzeżenie o niskiej wiarygodności przesyłanej danej, np. na skutek przerwania komunikacji na drodze od źródła do celu.

Prawidłowe informowanie obsługi o stanie systemu wymaga odpowiedniej konfiguracji sygnałów diagnostycznych dla każdego elementu komunikacji (urządzeń i połączeń między nimi). Takie sygnały mogą być: przesyłane ze źródła tą samą drogą komunikacyjną jak pozostałe sygnały, uzyskiwane fizycznie poprzez styki odpowiedniego typu lub przesyłane drogą komunikacyjną protokołem SNMP. Przy czym bardzo często stosuje się kombinację tych metod.

Realizacje SSIN

Rozwiązania systemów sterowania i nadzoru w stacjach elektroenergetycznych zasadniczo dzieli się na: standardowe, zaawansowane i kompleksowe. Standardowe SSiN mają jedynie podstawowe funkcje systemowe i opierają się na najprostszych architekturach sieciowych (głównie komunikacja szeregowa). Koszt takich rozwiązań jest całkowicie zminimalizowany.

Zaawansowane SSiN mają dodatkowe funkcjonalności, takie jak np. redundancja, zaawansowane technologie sieciowe, łącze inżynierskie itp. Ukierunkowane są na większą bezawaryjność i optymalizację przepływu danych.

Kompleksowe SSiN mają duży wybór funkcjonalności i obejmują kilka stacji. Stosuje się w nich najnowsze i najlepsze technologie i urządzenia. Systemy te umożliwiają również integrację z systemami obsługującymi inne procesy technologiczne w przedsiębiorstwie.

Trendy

Analiza rozwiązań systemów sterowania i nadzoru stosowanych w stacjach elektroenergetycznych pozwala na zaobserwowanie i określenie pewnych trendów dla rozwiązań SSiN. Należą do nich:

• duża popularność standardu komunikacyjnego IEC 61850,
• zwiększanie bezpieczeństwa i niezawodności SSiN,
• znaczne zwiększenie liczby funkcji i zadań realizowanych przez urządzenia stacyjne,
• wykorzystanie zaawansowanych SSiN w ramach inteligentnej sieci Smart Grid.

Standard komunikacyjny IEC 61850 jest bardzo mocno rozwijany w ostatnich latach i staje się obecnie podstawowym standardem komunikacyjnym SSiN. Charakteryzuje się przejrzystością, niskimi kosztami wdrożenia i eksploatacji, możliwością rozbudowy oraz wysokim poziomem niezawodności. Umożliwia osiągnięcie pełnej kompatybilności urządzeń pochodzących od różnych producentów przy jednoczesnym zachowaniu dużej funkcjonalności. Daje to ogromne możliwości i korzyści, co przekłada się na powszechną akceptację dla tego rozwiązania i wzrost jego popularności.

Zwiększanie bezpieczeństwa i niezawodności systemów sterowania i nadzoru jest stałym trendem obserwowanym w rozwiązaniach SSiN od wielu lat. Polega głównie na eliminacji pojedynczych punktów podatności na awarię w sieci komunikacyjnej systemu. Realizowane jest to przez stosowanie redundancji oraz zaawansowanych technologii sieciowych, dzięki którym nawet mimo wystąpienia pojedynczego uszkodzenia – przepływ danych jest w dalszym ciągu zapewniony. Ponadto coraz częściej stosuje się strukturę rozproszoną systemu SSiN. W takim systemie awaria centralnego punktu sterowania i nadzoru nie burzy funkcjonalności całego systemu. Ma to zasadniczy wpływ na zwiększenie niezawodności.

Zwiększenie liczby funkcji i zadań realizowanych przez urządzenia stacyjne jest podobnie jak w poprzednim przypadku stałym trendem obserwowanym w rozwiązaniach SSiN od wielu lat. Dzięki rozwojowi elektroniki, mikroprocesorów, technik komunikacyjnych i komputerowych stosowanych na stacjach elektroenergetycznych następuje znaczne zwiększenie liczby funkcji i zadań realizowanych przez urządzenia stacyjne. Stanowią one bardzo istotną pomoc dla dyspozytora w procesie prowadzenia ruchu na stacji. Przy czym w celu ułatwienia pracy dyspozytora i podjęcia przez niego właściwej decyzji zaczyna się stosować aplikacje komputerowe analizujące, podpowiadające, a nawet automatycznie wykonujące za niego pewne czynności.

Zaawansowane systemy sterowania i nadzoru stacji elektroenergetycznej są powszechnie traktowane jako element rozwijającej się inteligentnej sieci Smart Grid. Jest to ważny kierunek ich rozwoju.

Smart Grid

System SCADA stanowi centralny element SSiN. Dysponuje szerokim zestawem różnorodnych informacji dotyczących przebiegu procesów zachodzących zarówno na stacji jak i w systemie elektroenergetycznym.

System SCADA służy głównie do zbierania i wizualizacji danych dla dyspozytora. Dzięki zastosowaniu techniki komputerowej istnieje możliwość interpretacji, przetwarzania tych danych i wykorzystywania ich do różnorodnych analiz, obliczeń oraz algorytmów.

W związku z wysokimi wymaganiami dotyczącymi jakości, niezawodności i pewności dostawy energii elektrycznej możliwości komputerowego przetwarzania danych procesowych zaczęły być silnie rozwijane w ostatnich latach. Powstały zaawansowane systemy sterowania i nadzoru, które są uznawane za element inteligentnych sieci Smart Grid – określany jako Smart Operations [10].

Zaawansowane systemy zarządzania dzieli się ze względu na obszar zastosowania na:

• EMS (ang. Energy Management System) – zaawansowany system zarządzania siecią przesyłową,
• DMS (ang. Distribution Management System) – zaawansowany system zarządzania siecią dystrybucyjną.

Funkcjonalności EMS obejmują m.in.:

• estymację stanu sieci elektroenergetycznej,
• wybór potencjalnych zagrożeń i ich analizę,
• analizator zwarć,
• zarządzanie rozpływem mocy (metoda OPF),
• automatyczną regulację wytwarzanej mocy,
• symulator treningowy dyspozytora,
• dynamiczne kolorowanie sieci.

Funkcjonalności DMS obejmują m.in.:

• analizę połączeń sieciowych,
• estymację stanu sieci elektroenergetycznej,
• analizę obciążeń sieci,
• lokalizację zwarć,
• bilans obciążeń,
• minimalizację strat przesyłowych,
• prognozę obciążeń,
• analizator zwarć,
• automatyczną regulację napięcia i mocy biernej,
• symulator treningowy dyspozytora.

Obok wspomnianych systemów stosuje się inne, które wspomagają pracę dyspozytora. Należą do nich m.in.:

• system informacji geograficznej GIS (ang. Geographical Information System),
• system informacji klienta CIS (ang. Customer Information System)
• oraz system zarządzania przerwami dostawy energii elektrycznej OMS (ang. Outage Management System).

Wnioski

Dynamiczny rozwój technologii informacyjnych i operacyjnych spowodował intensywny rozwój systemów sterowania i nadzoru stosowanych w stacjach elektroenergetycznych. Umożliwiają one uzyskanie ogromnych korzyści zarówno dla operatorów systemów (przesyłowego i dystrybucyjnych), jak i odbiorców energii i mogą stanowić element inteligentnej sieci Smart Grid.

Stosowane w ramach SSiN technologie informacyjne pozwalają na zwiększenie szybkości przesyłu danych, podniesienie poziomu niezawodności oraz minimalizację kosztów instalacji sieci komunikacyjnych, natomiast technologie operacyjne dają możliwość realizacji znacznie większej liczby funkcji w urządzeniach stacyjnych oraz poprawiają szybkość i efektywność ich działania.

W stosowanych w stacjach elektroenergetycznych systemach sterowania i nadzoru podstawową formą wymiany danych między urządzeniami jest komunikacja cyfrowa. Kluczowymi jej elementami są standardy i protokoły komunikacji. Przy czym spośród wielu stosowanych podstawowe znaczenie ma standard związany z normą IEC 61850.

Komputerowe systemy sterowania i nadzoru są bardzo pomocne w procesie prowadzenia ruchu w stacji elektroenergetycznej. Umożliwiają bowiem w swojej pełnej wersji:

• prezentację sieci i stacji elektroenergetycznej,
• prezentację stanu urządzeń stacyjnych,
• selekcję obiektów,
• realizacje operacji makietowych,
• prowadzenie dziennika dyspozytorskiego i list informacyjnych,
• sterowanie (blokady i uprawnienia),
• przekazywanie kompetencji,
• analizę bilansów,
• prezentację układu normalnego,
• wykorzystanie symulatora treningowego,
• eksport danych,
• prowadzenie rejestrów i dzienników operacyjnych,
• sygnalizację świetlną i akustyczną alarmów,
• stosowanie profili użytkownika,
• administrację i diagnostykę systemu,
• realizację wykresów,
• analizę topologiczną
• i prezentację braku zasilania.

Literatura

1. W. Dołęga, Stacje elektroenergetyczne, Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2007.
2. W. Dołęga, Standardy i protokoły komunikacyjne systemów sterowania i nadzoru w stacjach elektroenergetycznych, „Napędy i Sterowanie”, Rok XVII, nr 9, wrzesień 2015, s. 140–147.
3. R. Kowalik, C. Pawlicki, Podstawy teletechniki dla elektryków, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2006.
4. IEC 60870- 5 Telecontrol equipment and systems. Part 5: Transmission protocols (wszystkie części).
5. IEC 61850 Communication networks and systems in substations (wszystkie części).|
6. PN-EN 61850 Systemy i sieci komunikacyjne w stacjach elektroenergetycznych (wszystkie części).
7. http://www.elkomtech.com.pl
8. http://www.mikronika.pl
9. http://www.schneider-energy.pl
10. http://smartgridstandardsmap.com

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!