Słowa kluczowe: IEC 61850, GOOSE, automatyka elektroenergetyczna
Artykuł opisuje sposób opracowania stanowiska testowego wykorzystującego możliwości standardu IEC 61850 w cyfrowych stacjach wyposażanych
w urządzenia różnych producentów. Niniejsze stanowisko zostało pokazane na konferencji KAE 2022. W jego opracowaniu uczestniczyło kilka firm,
które opracowały unikalne metody integracji swoich urządzeń w tak różnorodnym środowisku. Kluczowym zagadnieniem podczas budowy stanowiska
było opracowanie układu telekomunikacyjnego oraz zapewnienie poprawnej synchronizacji czasu, która jest konieczna do poprawnego działania
szyny procesowej.

W 2004 r. został opracowany i wydany standard IEC 61850, wprowadzający najnowsze osiągnięcia techniki, również na polu obwodów wtórnych automatyki elektroenergetycznej. Jego celem było całkowite odejście od aktualnie stosowanych praktyk budowy analogowych obwodów wtórnych, zastąpienie ich siecią Ethernet i rozwiązaniami cyfrowymi.

Standard jednocześnie definiuje interfejsy i protokoły komunikacyjne dla urządzeń automatyki, starając się doprowadzić do ich unifikacji i interoperacyjności pomiędzy urządzeniami różnych producentów, która w okresie poprzedzającym jego opracowanie była bardzo złożonym zagadnieniem. Jeszcze przed jego oficjalnym opublikowaniem standard spotkał się z ogromnym zainteresowaniem wśród producentów urządzeń automatyki. Można powiedzieć, że odbywał się wyścig do osiągnięcia zgodności z nowym standardem.

Sytuacja wyglądała zupełnie inaczej, jeśli chodzi o praktyki eksploatacyjne wśród spółek prowadzących ruch elektryczny. Implementacja standardu w rzeczywistych obiektach spotyka się zwykle z dużą ostrożnością, gdyż jego wprowadzenie całkowicie zmienia aktualnie stosowane praktyki i przyzwyczajenia. Dotyczy to nie tylko wykonania obwodów wtórnych, ale również sposobów ich uruchomienia, testowania i prowadzenia eksploatacji. Większość dotychczasowych doświadczeń musiałaby zostać gruntownie zrewidowana i przebudowana. Aktualnie standard jest chętnie stosowany w urządzeniach automatyki do komunikacji z systemem sterowania, na wielu polach zastępując dotąd stosowane protokoły telekomunikacyjne takie jak 60870-5 czy MODBUS, pomimo tego do dziś na świecie istnieje zaledwie kilka instalacji stacji cyfrowych, w pełni implementujących standard IEC 61850.

Pierwsze wdrożenia standardu w stacjach elektroenergetycznych zostały odnotowane w roku 2005 w Niemczech i Szwajcarii [4]. Nie były to wdrożenia bazujące na szynie procesowej a jedynie wykorzystujące wybrane elementy standardu, takie jak: konfiguracja sieci, stos komunikacyjny (MMS), standaryzowane funkcje (węzły logiczne), proces uruchomienia i testy. Pomimo to wskazano na korzyści takie jak skalowalność sieci Ethernet czy redukcję połączeń telekomunikacyjnych, skutkującą mniejszą ilością czasu potrzebną na koordynację zadań, końcowe odbiory i testy. Ponadto zauważono zalety wykorzystania standaryzowanych nazw funkcji określonych standardem – od razu po otrzymaniu zlecenia możliwe było płynne przejście z etapu określenia wymagań do etapu projektowania, co pozwoliło na zaoszczędzenie czasu oraz wyeliminowanie potencjalnych błędów. Język opisu stacji SCL pozwolił na stworzenie szablonów konfiguracji zabezpieczeń, co pozwoliło na skrócenie czasu ich uruchomienia. Znacznie ograniczono skomplikowane oprzewodowanie w poszczególnych
polach, zastępując je połączeniem Ethernet. Dzięki temu zaoszczędzono czas potrzebny na położenie kabli, koryt kablowych i zacisków. Kolejną zaletą jest możliwość wykonania testów układów automatyki opartych na połączeniach Ethernet, całkowicie w laboratorium. Testy na obiekcie musiały być powtórzone jedynie dla połączeń drutowych.

Nie wszystkie doświadczenia wdrożenia standardu były zawsze bezproblemowe, szczególnie tam gdzie do współpracy wykorzystywano urządzenia różnych producentów. Projektem, który z założenia miał sprawdzić interoperacyjność pomiędzy różnymi urządzeniami była budowa stacji La Venta II w Meksyku (2007 r.) [2]. Do przedsięwzięcia zostali zaproszeni wszyscy producenci automatyki, z których swoje urządzenia zgłosił: SEL, ZIV, Siemens, GE, RuggedCom oraz Team ARTECHE. Pozostali producenci nie mieli w tamtym okresie urządzeń zgodnych z IEC 61850 lub nie przeszły one wstępnej akceptacji. W założeniach projektu było sprawdzenie współdziałania urządzeń różnych producentów w ramach standardu IEC 61850.

Po wstępnych etapach projektowych przeprowadzone zostały trwające 6 tygodni testy fabryczne. Już podczas wstępnej konfiguracji sieci oraz komunikacji pojawiły się pierwsze problemy takie jak np.: nazwy urządzeń logicznych nie mogły zostać wyedytowane, brak elastyczności w powiązaniach zmiennych do obiektów danych, przez co konieczne było wykorzystanie dużej liczby ogólnych węzłów logicznych, nie przewidzianych w projekcie oraz część urządzeń IED nie wspierała wymaganej liczby 6 jednoczesnych połączeń. Po uruchomieniu koncentratorów SSiN oraz stanowisk HMI przystąpiono do kolejnej fazy testów, podczas której zauważono kolejne problemy: brak konfigurowalnej nazwy bloków raportowania oraz problem w zapisie zaprojektowanych wartości do pól OptFlds i TrgOps z uwagi na brak wsparcia dla części z nich. Część urządzeń IED nie wspierała atrybutu origin, nie pozwalając na odnotowanie, skąd pochodziło sterowanie. Część problemów wynikała nie tylko z implementacji poszczególnych urządzeń, ale również niedojrzałości samego standardu.

Wraz z upływem czasu producenci zbierali doświadczenia i udoskonalali implementacje swoich urządzeń, jak również publikowane były kolejne rewizje standardu. Bazując na aktualniejszych doświadczeniach (2016 r.) zebranych podczas budowy jednej z cyfrowych stacji opartej na szynie procesowej, opublikowanych w [9], można z pewnością stwierdzić, że wprowadzenie cyfrowych obwodów wtórnych nie jest już tak kłopotliwe jak było na początku pojawienia się standardu i może prowadzić do znaczącego ograniczenia czasu i kosztów. Należy zauważyć, że zyski te będą większe wraz z kolejnymi implementacjami, gdyż specyfika standardu pozwala na łatwe ponowne wykorzystanie szablonów komunikacyjnych. W tab. I zestawiono orientacyjne czasy budowy obwodów wtórnych stacji w różnych technikach z podziałem na poszczególne zadania.

Można zauważyć redukcje całkowitego wymaganego czasu, dzięki zastosowaniu stacji cyfrowej o 49%. Znacznie ograniczono również koszty przez redukcję okablowania, niższy czas pracy przy instalacji i uruchomieniu. Oczekuje się lepszych wyników w kolejnych wdrożeniach, szczególnie na etapie konfiguracji urządzeń IED, który jako jedyny okazał się dłuższy w stosunku do konwencjonalnego układu automatyki, z uwagi na możliwość ponownego wykorzystania opracowanych szablonów.

TABELA I. Porównanie czasochłonności zadań wykonywanych przy budowie stacji w różnych technikach [9]

W Polsce również odnotowano wiele implementacji standardu IEC 61850 ([1, 5, 6, 10]), gdzie na dzień dzisiejszy jest on chętnie stosowany szczególnie na poziomie systemów sterowania i nadzoru, jak i realizacji automatyk takich jak: ZS, LRW, SZR. Pierwszą w pełni cyfrową stacją z wykorzystaniem szyny procesowej w Polsce była stacja Oborniki Śląskie 110/20 kV, której budowę ukończono w 2019 r. [3].

Aktualnie stan implementacji mechanizmów komunikacyjnych na poziomie producentów urządzeń jest dość zaawansowany i różni się pomiędzy urządzeniami. Można zauważyć przewagę w kompletności implementacji i jej elastyczności w urządzeniach projektowanych od początku z uwzględnieniem standardu IEC 61850 nad urządzeniami będącymi starszymi konstrukcjami, gdzie funkcje IEC 61850 zostały do nich na pewnym etapie rozwoju zintegrowane. Skomunikowanie takich urządzeń jest zwykle możliwe, ale wymaga właściwego podejścia dopasowania urządzenia elastyczniejszego do urządzenia mającego pewnie założenia i ograniczenia w swojej implementacji. Ustanowienie komunikacji GOOSE pomiędzy wiodącymi na polskim rynku producentami urządzeń automatyki elektroenergetycznej było celem prezentowanego na konferencji KAE 2022 stanowiska interoperacyjności.

OPIS STANOWISKA TESTOWEGO INTEROPERACYJNOŚCI URZĄDZEŃ EAZ

W ramach opracowania prezentacji na konferencję KAE 2022 zaproszono do współpracy przy opracowaniu w pełni funkcjonalnego stanowiska laboratoryjnego dużo firm produkujących nowoczesne urządzenia zabezpieczeniowe. W ramach projektu zgłosiły akces następujące firmy, które dostarczyły swoje urządzenia z zaimplementowanym standardem IEC 61850:

• Schneider Electric – przekaźnik P5xx,
• Siemens – przekaźnik 7SA870 (z możliwością odbioru SV i generowania strumienia SV),
• Hitachi – przekaźnik REL 670 (z możliwością odbioru SV) oraz SAM600 (merging unit),
• Elektrometal Energetyka – e2Tango,
• ZPrAE – przekaźnik TZO-11 (z możliwością odbioru SV) oraz merging unit TMU-11,
• GE – przekaźnik D60,
• Omicron zapewniający dostarczenie testerów mikroprocesorowych pozwalających na wymuszanie sygnałów prądowych, napięciowych w formie analogowej, jak i cyfrowej SV oraz analizę ramek przesyłanych siecią LAN za pomocą urządzenia DANEO,
• Bitstream – firma zapewniająca budowę sieci LAN oraz synchronizację czasu na bazie własnych rozwiązań, przełącznika Ethernet HYPERION 400 oraz urządzenia wielofunkcyjnego HYPERION 500 wyposażonego w zegar PTP.

Schemat ideowy zbudowanego układu testowego przedstawiono na rys. 1. Pokazano tam typy wykorzystanych urządzeń oraz poglądowo sposób wykonania łączy telekomunikacyjnych. Dokładniejszy sposób realizacji sieci LAN wykorzystującej osprzęt firmy Bitstream przedstawiono na rys. 2. Zdecydowano się do realizacji połączeń telekomunikacyjnych wykorzystać mechanizm PRP, czyli dwie niezależne sieci zapewniające dużą niezawodność przesyłania komunikatów. Każdy z dostarczonych przekaźników mógł pracować w takim trybie komunikacji. Dodatkowo niezbędne było wprowadzenie do sieci ramek synchronizujących czas. Odpowiadał za to zegar HYPERION 500, który dostarczał synchronizację w PTP oraz opcjonalnie dla wybranych urządzeń sygnał 1PPS oraz NTP. Prawidłowa synchronizacja czasu jest kluczowa w przypadku strumieni danych SV, które występowały w opracowanym stanowisku. Wszystkie urządzenia zostały zainstalowane w ruchomych stojakach 19”, które pozwalały na proste przemieszczanie całego stanowiska. Poglądowy widok stanowiska przedstawiono na rys. 3. Łącza fizyczne do poszczególnych portów w przełącznikach odpowiedzialnych za komunikację w sieci LAN A i LAN B zostały większości wykonanie w formie połączeń światłowodowych wielomodowych. Sposób połączenia, wykorzystywane porty oraz typy złączy pokazano na rys. 4.

Dostarczone do budowy stanowiska urządzenia mogą pełnić różne role w cyfrowej stacji. Część z nich jest typowymi urządzeniami zabezpieczeniowymi, które mogą odbierać i wysyłać sygnały dwustanowe przesyłane w postaci komunikatów GOOSE. Kolejne mogą dodatkowo odbierać strumień SV lub nawet go tworzyć i rozgłaszać w sieci. Konieczne było zatem postawienie sobie pytania, jak przedstawić interoperacyjność i czego ona ma dotyczyć. Zadanie to zostało podzielone na kilka wymagań, jakie należało spełnić. Interoperacyjność w sensie przekazywania informacji PTP (synchronizacja czasu) między zegarem PTP oraz urządzeniami MU i IED przez układ urządzeń telekomunikacyjnych (przełączniki Ethernet) przedstawia się następująco:

• źródłem ramek PTP zawierających informacje o czasie oraz pozwalających na uzyskanie precyzyjnej synchronizacji czasu w urządzeniach MU i IED jest zegar PTP (grandmaster clock) mający zewnętrzną synchronizację z systemem GPS (antena zewnętrzna),
• ramki protokołu PTP mogą być zbudowane w odmienny sposób w zależności od wersji, co wymusiło właściwe dostosowanie konfiguracji urządzeń: IED, MU i zegara oraz przełączników Ethernet, biorących udział w procesie synchronizacji (przez które są przekazywane ramki PTP).

Interoperacyjność w sensie odbierania informacji GOOSE z urządzeń innych producentów taka:

• każde urządzenie IED wysyła stan bitu zmienianego naciśnięciem klawisza na swoim panelu czołowym,
• każde urządzenie IED sygnalizuje wysyłanie bitu o wartości 1 zielonym kolorem jednej diody LED na panelu czołowym,
• każde urządzenie IED pokazuje odebranie bitu o stanie 1 z każdego z pozostałych urządzeń IED czerwonym kolorem diod LED na panelu
  czołowym.

Interoperacyjność w sensie odbierania informacji SV z urządzeń MU innych producentów wygląda w ten sposób:

• każde urządzenie MU wysyła jeden strumień ramek SV, zawierający próbki sygnałów analogowych mierzonych lokalnie na swoich wejściach,
• jedno wejście prądowe każdego z urządzeń MU zostało połączone szeregowo z wyjściem prądowym testera CMC,
• wejścia prądowe urządzeń MU zostały połączone szeregowo ze sobą oraz podłączone z wyjściem prądowym testera CMC,
• każde z urządzeń IED mogące odbierać ramki SV zostało skonfigurowane w taki sposób, aby odbierać ramki SV pochodzące z każdego z urządzeń MU,
• każde z urządzeń IED mogące odbierać ramki SV zostało skonfigurowane w taki sposób, aby przekazywane w ramkach SV próbki prądu były wykorzystywane w funkcji nadprądowej,
• poziomy działania funkcji nadprądowych w urządzeniach IED zostały ustawione na odmienne wartości.
• każde urządzenie IED pokazuje działanie swojej funkcji nadprądowej czerwonym kolorem diody LED na panelu czołowym.

Interoperacyjność w sensie przekazywania informacji GOOSE i SV między urządzeniami IED przez układ urządzeń telekomunikacyjnych (przełączniki Ethernet) jest następująca:

• każde urządzenie MU i IED przesyła dane przez dwa redundantne łącza Ethernet wykorzystując technologie PRP,
• przekazywaniem danych przesyłanych łączami Ethernet są przełączniki Ethernet, które musiały zostać: wyposażone w odpowiednie rodzaje portów Ethernet (elektryczne, optyczne z odpowiednimi długościami fali optycznej, odpowiednimi szybkościami wymiany danych – odpowiednimi rodzajami kodowania danych) oraz odpowiednio skonfigurowane, aby dane zawierające określone informacje (np. numer sieci VLAN itp.) były przekazywane między określonymi portami Ethernet.

OPIS METOD KONFIGURACJI ZABEZPIECZEŃ ZAINSTALOWANYCH W STANOWISKU

Każdy z producentów wykonywał konfigurację własnych przekaźników w odpowiednich dla nich aplikacjach narzędziowych. Polega to zgodnie z przykładem pokazanym na rys. 5 (opartym na urządzeniu firmy Siemens) na przygotowaniu odpowiednich bloków – czy to SV czy komunikatów GOOSE, a następnie wyeksportowanie plików scd/icd/iid, tak aby inni producenci mogli je zaczytać we własnych konfiguratorach IEC 61850. Operacja ta pozwala na powiązanie sygnałów wyjściowych z jednego przekaźnika np. REL670 z wejściowymi dla urządzania 7SA870, co w rezultacie daje możliwość interakcji między urządzeniami różnych producentów.

Rys. 1. Schemat poglądowy przedstawiający ideę stanowiska laboratoryjnego do prezentacji interoperacyjności urządzeń IED [8]

Rys. 2. Sposób realizacji sieci LAN bazującej na urządzeniach firmy Bitstream wykorzystującej mechanizm PRP [7]

Konieczne staje się zatem doprowadzenie do sytuacji, w której wysyłane ramki GOOSE czy SV są zrozumiałe dla każdego przekaźnika podłączanego do szyny stacyjnej. Struktura wykorzystywanej ramki pokazana została na rys. 7 oraz rys. 8. W przedstawionych przypadkach dla przekaźnika REL670 i 7SA87 ramki mają identyczną strukturę, co jest warunkiem poprawnej wymiany danych. Wykorzystano ramkę zamkniętą w strukturze składającej się z trzech parametrów: stVal, quality oraz time. Tylko takie dane mogły być prawidłowo interpretowane przez wszystkie zabezpieczenia i wymagane było, aby każdy z wytwórców mógł zdefiniować w taki sposób ramkę danych dla komunikatów GOOSE.

W przypadku ramki SV jej struktura pokazana została na rys. 6. Jest to przykładowa ramka pozyskana z urządzenia SAM600. Jest to strumień z pomiarami do celów zabezpieczeniowych, gdzie próbkowanie odbywa się z częstotliwością 4 kHz, daje to nam wysłanie ramki z informacją o wartościach 4 prądów i napięć, co każde 250 μs. Każdy strumień wysyłany przez dowolny merging unit identyfikowany jest przez docelowe urządzenia na podstawie parametru svID, który w tym przypadku został nazwany SAM600MU0105. Zaprezentowana struktura ramki była wykorzystywana w stanowisku laboratoryjnym i identyczną strukturę miały pozostałe dwa urządzenia 7SD870 i TMU-11. Parametrem identyfikującym różne strumienie w takim przypadku była nazwa svID, indywidualna dla każdego strumienia danych.

UZYSKANE WYNIKI

Budowa stanowiska laboratoryjnego prezentującego współpracę urządzeń wielu producentów miała pozwolić na odpowiedź na kilka kluczowych pytań dotyczących interoperacyjności, które zostały postawionych we wcześniejszej części. Dotyczyły one kluczowych zagadnień, jakie należy rozwiązać przy budowie cyfrowej stacji elektroenergetycznej. Są to odpowiednio: potwierdzenie interoperacyjności w sensie przekazywania informacji PTP (synchronizacja czasu) między zegarem PTP oraz urządzeniami MU i IED przez układ urządzeń telekomunikacyjnych (przełączniki Ethernet).

Rys. 3. Stanowisko zbudowane z wykorzystaniem stojaków laboratoryjnych

Poprawna synchronizacja czasu jest kluczowa dla zapewnienia poprawnej pracy układów EAZ, szczególnie w przypadku strumieni danych SV, które występowały w opracowanym stanowisku. Odpowiadał za to zegar HYPERION 500, który dostarczał synchronizacji w PTP oraz opcjonalnie dla wybranych urządzeń sygnał 1PPS oraz NTP. Urządzenia wchodzące w skład stanowiska uzyskały prawidłową synchronizację zgodną z danymi pokazanymi w tab. II. Większość urządzeń IED pozwalała na synchronizację czasu w standardzie PTP. Urządzenie SAM600 zostało zsynchronizowane za pomocą 1PPS, ale późniejsze prace w laboratorium Instytutu Energetyki Politechniki Warszawskiej pozwoliły na potwierdzenie możliwości synchronizowania tych urządzeń za pomocą PTP, co zostało potwierdzone poprawną wymianą danych SV z przekaźnikiem 7SA87.

Rys. 4. Porty oraz typy światłowodów wykorzystywane w stanowisku

Rys. 5. Metoda konfigurowania zabezpieczeń na przykładzie zabezpieczeń firmy Siemens [8]

Rys. 6. Przykładowa ramka danych SV

Rys. 7. Przykładowa ramka danych GOOSE z urządzenia REL670 firmy Hitachi

Rys. 8. Przykładowa ramka danych GOOSE z urządzania 7SA87 firmy Siemens

TABELA II. Typy synchronizacji wykorzystywane dla poszczególnych urządzeń zainstalowanych na stanowisku laboratoryjnym z wykorzystaniem zegara i przełączników BitStream (PUP – Power Utility Profile – IEC/IEEE 61850-9-3, NTP – Network Time Protocol)

Uzyskane rezultaty należy uznać za dobre. Wszystkie urządzenia zainstalowane na stanowisku pozwalały na synchronizację czasu na poziomie wystarczającym do realizowania powierzonych im funkcji. W przypadku przekaźnika E2Tango pozwalał on na wymianę komunikatów GOOSE i taki sposób synchronizacji czasu (NTP) jest wystarczający dla tego typu funkcji. Układ telekomunikacyjny dostarczony przez firmę BitStream spełnił wymagania dotyczące zapewnienia poprawnej synchronizacji, a zegar HYPERION 500 pozwolił na uzyskanie dokładnego czasu z wykorzystaniem wielu różnych standardów łącznie z sygnałem 1PPS w wersji optycznej.

Kolejnym sprawdzanym elementem na stanowisku było:

• Potwierdzenie interoperacyjności w sensie przekazywania informacji GOOSE i SV między urządzeniami IED przez układ urządzeń telekomunikacyjnych (przełączniki Ethernet).
• Potwierdzenie interoperacyjności w sensie odbierania informacji GOOSE z urządzeń innych producentów.
• Potwierdzenie interoperacyjności w sensie odbierania informacji SV z urządzeń MU innych producentów.

W ramach prac nad budową stanowiska laboratoryjnego potwierdzono możliwość wydajnego wysyłania przez układ telekomunikacyjny stworzony przez firmę BitStream komunikatów GOOSE oraz wielu strumieni SV pochodzących od kilku urządzeń MU. Przedstawiciele producentów, bazując na pozyskiwanych z poszczególnych urządzeń plików konfiguracyjnych, doprowadzili do poprawnej wymiany komunikatów GOOSE między urządzeniami pokazanymi w tab. III. W większości przypadków, aby uzyskać poprawną wymianę GOOSE, wystarczyło zaimportować pliki konfiguracyjne wybranego przekaźnika do aplikacji narzędziowej innego producenta oraz właściwego przypisania sygnałów GOOSE. Jednakże w niektórych przypadkach konieczne było ręczne modyfikowanie plików scd/icd/iid zaczytywanych do konfiguratorów IEC.

Ostatecznie po wykonaniu odpowiednich zmian oraz wysłaniu konfiguracji do przekaźników uzyskano poprawną wymianę komunikatów GOOSE między wszystkimi przekaźnikami zainstalowanymi w stanowisku. Zostało to zaprezentowane podczas konferencji jako zapalanie się kolejnych diod sygnalizacyjnych w przekaźnikach, odpowiadających odebraniu komunikatu GOOSE z wybranego urządzenia innego producenta.

W stanowisku występowały również trzy urządzenia MU pochodzące od różnych producentów. Były to odpowiednio:

• SAM600 firmy Hitachi,
• 7SA87 firmy Siemens (funkcja MU aktywowana w przekaźniku),
• TMU firmy ZPrAE.

Strumienie SV mogły być odczytywane przez trzy przekaźniki wyposażone w taką funkcję. Były to odpowiednio:

• REL 670 firmy Hitachi,
• 7SA87 firmy Siemens,
• TZO-11 firmy ZPrAE.

Wszystkie urządzenia zostały odpowiednio skonfigurowane oraz podłączone do sieci telekomunikacyjnej. Uzyskano poprawną wymianę strumieni SV, co pokazano w tab. IV. Każdy z MU mierzył prądy i napięcia podawane z testera firmy Omicron, a następnie wysyłał strumień do sieci. Przekaźniki reagowały na zmiany mierzonych wielkości zadziałaniem wybranej funkcji zabezpieczeniowej i zapaleniem odpowiedniej diody sygnalizacyjnej. Uzyskane wyniki potwierdziły możliwość wykorzystania strumieni SV w urządzeniach pochodzących od różnych producentów.

TABELA III. Wyniki testów interoperacyjności dotyczące wymiany komunikatów GOOSE, OK – poprawna wymiana komunikatów GOOSE

TABELA IV. Wyniki testów interoperacyjności dotyczące odczytu strumienia SV, OK – poprawny odczyt strumienia SV

PODSUMOWANIE

Budowa stanowiska laboratoryjnego pokazującego interoperacyjność urządzeń EAZ wyposażonych w standard IEC 61850 zakończyła się powodzeniem. Potwierdzono możliwość budowy sieci telekomunikacyjnej pozwalającej na wydajne przesyłanie dużych ilości danych w postaci strumieni SV, komunikatów GOOSE oraz dokładnej synchronizacji czasu. Potwierdzono praktyczną możliwość wymiany komunikatów GOOSE między urządzeniami IED pochodzącymi od różnych producentów. Oczywiście w pewnych przypadkach konieczna jest ręczna modyfikacja plików konfiguracyjnych, ale w ostatecznym rozrachunku udało się powiązać wszystkie zabezpieczenia we wspólnym układzie EAZ.

Możliwe jest również wykorzystanie strumieni SV w urządzeniach pochodzących od różnych producentów. W tym przypadku konieczna jest precyzyjna synchronizacja czasu we wszystkich urządzeniach realizujących te funkcje, co zostało osiągnięte w niniejszym stanowisku. Inicjatywa budowy stanowiska laboratoryjnego oraz prezentacja możliwości wykorzystania standardu IEC 61850 w praktycznych zastosowaniach wydaje się bardzo cenna i kluczowa dla wprowadzenia nowej technologii do zastosowań praktycznych w stacjach elektroenergetycznych. Konferencje związane tematycznie z dziedziną automatyki zabezpieczeniowej gromadzą wielu specjalistów, którzy mogą naocznie zapoznać się z możliwościami nowej technologii, porozmawiać ze specjalistami tworzącymi nowe układy, poznać zalety i wady nowej technologii. Wydaje się, że pomysł budowy stanowisk laboratoryjnych i prezentacji aktualnych możliwości przekaźników, jak i aplikacji narzędziowych podczas spotkań inżynierów EAZ powinien być kontynuowany.

W ramach niniejszego artykułu chcielibyśmy bardzo podziękować wszystkim firmom i osobom uczestniczącym w budowie opisywanego stanowiska – za trud i czas poświęcony na spotkania oraz fizyczną budowę stanowiska. Zaangażowanie całego zespołu doprowadziło do prezentacji na konferencji KAE 2022 w pełni funkcjonalnego układu EAZ opartego na standardzie IEC 61850.

Źródło: Wiadomości Elektrotechniczne, Rocznik 2023 - zeszyt 9
Wydawnictwo SIGMA-NOT

LITERATURA

[1] Banica D. 2016. Doświadczenia Schneider Electric w realizacji stacji cyfrowych opartych na technologii IEC 61850/GOOSE. Wiadomości Elektrotechniczne, 9: 105–112.
[2] Flores V. M., D. Espinosa, J. Alzate, D. Dolezilek. 2007. Case Study: Design and Implementation of IEC 61850 From Multiple Vendors at CFE La Venta II, in 2007 60th Annual Conference for Protective Relay Engineers: 307–320 (DOI: 10.1109/CPRE.2007.359908).
[3] Floryn J. 2020. Stacja 110/20 kV Oborniki Śląskie wykonana w technologii szyny procesowej i szyny stacyjnej – pierwsze doświadczenia. Wiadomości Elektrotechniczne, 8: 26-30.
[4] Hoga and Skare. 2006. IEC 61850 Projects in Germany and Switzerland, in 2005/2006 IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exhibition: 390–393 (DOI: 10.1109/TDC.2006.1668524).
[5] Hoppel M. 2015. SE Wielowieś w IEC 61850 – kolejne kroki. Wiadomości Elektrotechniczne, 3: 54–56.
[6] Kulski K. 2016. Cyfrowa stacja – doświadczenia z pierwszych wdrożeń projektów w Polsce oraz na Litwie. Wiadomości Elektrotechniczne, 12: 28–32.
[7] Materiały przekazane przez firmę BitStream w ramach przygotowania stanowiska laboratoryjnego.
[8] Materiały przekazane przez firmę Siemens w ramach przygotowania stanowiska laboratoryjnego.
[9] Shoarinejad S., J. Seco, J. Cardenas. 2016. „The azerbaijani experiences in digital substation deployment. How process bus and IEC 61850 addresses utility requirements”. 13th International Conference on Development in Power System Protection 2016 (DPSP): 1–6, (DOI: 10.1049/cp.2016.0059).
[10] Sitkiewicz R. 2011. Automatyka zabezpieczeniowa z użyciem GOOSE w IEC 61850 dla rozdzielni SN na przykładzie RS Grzybowa. Wiadomości Elektrotechniczne, 10: 45–48.