Automatyka zabezpieczeniowa z użyciem GOOSE w IEC 61850 dla rozdzielni SN na przykładzie RS Grzybowa

Siemens od lat jest firmą przodującą we wdrażaniu najnowszych rozwiązań w dziedzinie automatyki zabezpieczeniowej oraz telemechaniki. Podobnie jest w przypadku projektów zrealizowanych w oparciu o standard IEC 61850, w którego tworzeniu aktywny udział brała nasza firma. Pierwsza na świecie stacja z IEC 61850 została uruchomiona przez firmę Siemens zaledwie 6 miesięcy od wdrożenia nowego standardu (stacja 16 kV Winznauschachen w Szwajcarii – listopad 2004 r.). Z kolei największą instalacją liczącą 134 pola była uruchomiona w kwietniu 2005 r. – dla kopalni odkrywkowej – stacja w RWE Power – Garzweiler.

W Polsce natomiast jako pierwsza z IEC 61850 została oddana do użytku stacja 220/110 kV Łośnice (maj 2006 r.), a do dziś zrealizowano już dziesięć kolejnych obiektów WN. Standard IEC 61850 na różnych stacjach w Polsce był stosowany do tej pory głównie w telemechanice stacyjnej oraz w realizacji blokad międzypolowych, nie wykorzystując w pełni wszystkich możliwości, jakie daje ten standard. Vattenfall Distribution Poland jako pierwszy zdecydował się wykorzystać możliwości, jakie niesie ze sobą IEC 61850 i zlecił nam realizację automatyk zabezpieczeniowych z wykorzystaniem funkcjonalności GOOSE w standardzie IEC 61850 na stacji RS Grzybowa w Rybniku.

Opis zastosowanych urządzeń oraz schemat komunikacji

Na stacji zastosowano wielofunkcyjne zabezpieczenia 7SJ64 oraz 7VE61 z serii SIPROTEC4 firmy Siemens, dzięki którym zrealizowano wszystkie automatyki zabezpieczeniowe. Zabezpieczenia w polach zasilających, odpływowych, sprzęgła oraz pomiaru napięcia mają funkcje odpowiednio dobrane dla tych pól. Każdy przekaźnik został wyposażony w pracujący w standardzie IEC 61850 interfejs komunikacyjny z podwójnym portem optycznym 100 Mbit/s Ethernet (interfejs ten zachowuje się w sieci jak switch), dzięki czemu możliwe było stworzenie dwóch pierścieni komunikacyjnych (ring) – po jednym na każdą sekcję rozdzielni. Takie rozwiązanie uczyniło układ redundantnym oraz bardzo odpornym na zakłócenia.

Oba pierścienie zamykają się na przełączniku sieciowym (switch) RS8000H firmy Ruggedcom,  wspierającym funkcjonalność GOOSE oraz protokół RSTP (protokół stosowany przy tworzeniu pierścieni w sieci Ethernet). Połączenia pomiędzy wszystkimi urządzeniami w pierścieniach komunikacyjnych zrealizowano przy użyciu wielomodowych światłowodów 62,5/125. Wspomniany wyżej przełącznik sieciowy, oprócz wykorzystanych do tworzenia pierścieni, czterech par interfejsów optycznych, jest wyposażony także w cztery wejścia LAN, do których podłączone są: koncentrator telemechaniki SICAM PAS Station Unit firmy Siemens, serwer portów 4xRS232/LAN firmy MOXA, zegar GPS 6842 SlimLine firmy Hopf oraz switch firmy CISCO.

Koncentrator SICAM PAS, na którym opiera się cała telemechanika stacyjna, obsługuje następujące
protokoły komunikacji:

• IEC 61850 – komunikacja z zabezpieczeniami,
• IEC 103 – komunikacja z urządzeniami na rozdzielni potrzeb własnych,
• DNP3 – komunikacja z systemem nadrzędnym (ZDR).

Serwer portów firmy MOXA jest traktowany jako rozszerzenie portów komunikacyjnych koncentratora SICAM PAS i wykorzystany do komunikacji z urządzeniami po protokole IEC 103 oraz z systemem nadrzędnym po protokole DNP3. Synchronizacja czasu na stacji jest dokonywana przez zegar GPS firmy
Hopf, który jest zarazem serwerem czasu dla wszystkich urządzeń w sieci. W celu wprowadzenia
sygnalizacji stykowej oraz realizacji dodatkowych sterowań na rozdzielni potrzeb własnych, w szafie telemechaniki zainstalowano sterownik polowy 6MD61, który podobnie do zabezpieczeń, ma optyczny interfejs komunikacyjny IEC 61850, dzięki któremu włączony został do jednego z pierścieni komunikacyjnych stacji. Poprzez przełącznik sieciowy CISCO, obsługa  stacji, która ma odpowiednie uprawnienia, może mieć zdalny dostęp do urządzeń na stacji. Schemat komunikacyjny przedstawiono na rysunku 1.

Automatyki zabezpieczeniowe

Na stacji RS Grzybowa, oprócz blokad międzypolowych, korzystając z technologii GOOSE zostały zrealizowane następujące automatyki zabezpieczeniowe:

• zabezpieczenie szyn zbiorczych ZS,
• lokalna rezerwa wyłącznikowa LRW,
• samoczynne częstotliwościowe odciążenie SCO wraz SPZ po SCO,
• samoczynne załączenie rezerwy SZR.

Zabezpieczenie szyn zbiorczych ZS

Zabezpieczenie szyn zbiorczych zostało zrealizowane drogą cyfrową przy użyciu technologii GOOSE w standardzie IEC 61850. Program działania ZS stworzono, korzystając z logiki programowalnej CFC i zaimplementowano w zabezpieczeniach 7SJ64, zainstalowanych w polach zasilających oraz sprzęgła. Automatykę ZS można załączyć/wyłączyć lokalnie wybierając odpowiednią opcję na panelu sterowniczym zabezpieczenia oraz zdalnie z systemu SSiN. Zwarcie na szynach zbiorczych jest wyłączane z krótkim czasem stopnia nadprądowego ZS. Sygnalizacja pobudzenia stopnia nadprądowego przeciążeniowego z pól odpływowych danej sekcji oraz z pola sprzęgła trafia telegramem GOOSE do danego pola zasilającego, gdzie powoduje blokowanie stopnia nadprądowego ZS. Do zabezpieczenia 7SJ64 w polu sprzęgła doprowadzona jest sygnalizacja pobudzenia stopnia przeciążeniowego ze wszystkich pól odpływowych.

Zgodnie z wytycznymi klienta stworzono dodatkowo rezerwowy tor działania zabezpieczenia szyn oparty na obwodach okrężnych ZS (tradycyjne rozwiązanie). Zanik napięcia sterowniczego ZS oraz równoczesna sygnalizacja błędnego statusu telegramu GOOSE powoduje blokadę zabezpieczenia szyn. Odblokowanie ZS następuje wtedy, gdy jeden z torów działania zabezpieczenia wróci do poprawnej pracy.

Lokalna rezerwa wyłącznikowa LRW

Automatyka lokalnej rezerwy wyłącznikowej, podobnie jak zabezpieczenie szyn, zrealizowana została drogą cyfrową przy użyciu technologii GOOSE w standardzie IEC 61850 i zaprogramowana w logice CFC zabezpieczeń 7SJ64 w polach zasilających i sprzęgła. Lokalną rezerwę wyłącznikową można załączyć/wyłączyć lokalnie wybierając odpowiednią opcję na panelu sterowniczym zabezpieczenia oraz zdalnie z systemu SSiN. Każde zabezpieczenie 7SJ64 ma funkcję 50BF (sygnalizacja braku wyłączenia wyłącznika od zabezpieczeń). Informacja o jej zadziałaniu trafia telegramem GOOSE z pól odpływowych danej sekcji do odpowiednich pól zasilających i sprzęgła, gdzie powoduje bezzwłoczne wyłączenie wyłącznika. Ponadto w polu sprzęgła brak wyłączenia wyłącznika przez LRW także pobudza funkcję 50BF. Analogicznie do zabezpieczenia szyn stworzono pracujący równolegle do drogi cyfrowej, rezerwowy tor działania lokalnej rezerwy wyłącznikowej oparty na obwodach okrężnych LRW.

Samoczynne częstotliwościowe odciążenie SCO wraz z SPZ po SCO

Automatyki SCO oraz SPZ po SCO w całości zostały zrealizowane przy użyciu funkcjonalności GOOSE, bez stosowania tradycyjnych obwodów okrężnych. Do wykonania powyższych automatyk wykorzystano cztery stopnie podczęstotliwościowe oraz jeden stopień nadczęstotliwościowy. Informacja o zadziałaniu poszczególnych stopni rozsyłana jest w formie telegramu GOOSE z pól pomiaru napięcia do pól odpływowych danej sekcji, gdzie w logice programowalnej został zaimplementowany program działania automatyki SCO i SPZ po SCO.

Poszczególne stopnie SCO oraz SPZ po SCO można załączyć/wyłączyć lokalnie wybierając odpowiednią opcję na panelu sterowniczym zabezpieczenia lub zdalnie z SSiN. Dodatkowo w polu pomiaru napięcia istnieje możliwość globalnego załączenia/wyłączenia automatyki SCO i SPZ po SCO dla danej sekcji.

Rys. 2. Przykład działania zabezpieczenia ZS	Rys. 3. Przykład działania automatyki LRW
Rys. 4. Przykład działania automatyki SCO	Rys. 5. Przykład działania automatyki SZR

Samoczynne załączenie rezerwy SZR

Automatyka SZR podobnie jak automatyka SCO została wykonana tylko przy wykorzystaniu technologii GOOSE. Program działania SZR został dostosowany do wymagań klienta i jest zaimplementowany w logice CFC zabezpieczenia 7VE61. W zależności od zaistniałego układu na stacji, automatyka SZR odpowiednio dopasowuje swój sposób pracy wybierając działanie w rezerwie ukrytej lub jawnej. Zarówno obsługa stacji jak i centrum nadzoru (dyspozycja) mają pełną informację o statusie pracy SZR.

Duża ilość informacji z pól zasilających, sprzęgła oraz pomiaru napięcia, niezbędnych do poprawnej pracy SZR dostarczana jest do zabezpieczenia 7VE61 w postaci telegramów GOOSE. Są to m.in.:

• stany położenia łączników,
• zanik i powrót napięcia na sekcjach,
• zadziałanie zabezpieczenia szyn zbiorczych,
• zadziałanie lokalnej rezerwy wyłącznikowej,
• zadziałanie bezpiecznika w obwodach pomiarowych.

Po każdym zadziałaniu lub gdy przez określony czas niespełnione są warunki dla działania danej konfiguracji, automatyka SZR blokuje się (SZR jednokrotny). Ponownego załączenia/wyłączenia automatyki może dokonać obsługa stacji lub zdalnie – dyspozytor.

Rys. 6. Fragment automatyki SZR zrealizowanej w logice CFC	Rys. 7. IEC 61850 System konfigurator – przykładowe powiązania GOOSE między polami

Blokady międzypolowe

Na stacji, oprócz mechanicznych blokad zainstalowanych fabrycznie w rozdzielnicy NXPLUS C, wykorzystując logikę programowalną, stworzono polowe i międzypolowe blokady logiczne. Wszystkie informacje wykorzystane do blokad międzypolowych są przesyłane pomiędzy polami w technologii GOOSE.

IEC 61850 w urządzeniach firmy Siemens

Od roku 2004, kiedy to Siemens rozpoczął dostawę urządzeń wyposażonych w IEC 61850, na świecie pracuje już ponad 1000 systemów korzystających z nowego standardu oraz ponad 50 000 urządzeń komunikujących się w IEC 61850. Z roku na rok liczby te stale rosną. Obecnie połowa dostarczanych przez nas zabezpieczeń jest wyposażona w IEC 61850. Należy podkreślić, że sprzedawane już od 1998 roku zabezpieczenia z serii SIPROTEC4 mogą być w łatwy sposób wyposażone w nową technologię IEC 61850, co jest dużą korzyścią dla użytkowników tych zabezpieczeń, którzy chcieliby rozszerzyć ich funkcjonalność. Przejrzysty i prosty w użyciu IEC 61850 system konfigurator, będący częścią oprogramowania DIGSI 4, pozwala użytkownikowi na bezproblemową parametryzację wszystkich urządzeń pod kątem technologii GOOSE oraz na wygenerowanie odpowiednich plików konfiguracji (scd, icd) dla systemu telemechaniki. Warto też wspomnieć, iż wszystkie dostarczane przez firmę Siemens urządzenia wyposażone w technologię IEC 61850 mają certyfikat KEMA stopnia A, będący gwarancją jakości i zgodności z nowym standardem.

Podsumowanie

Dzięki zastosowaniu szybkiej (priorytetowej) komunikacji GOOSE pomiędzy urządzeniami, standard IEC 61850 stał się pierwszym, który w pełni wykorzystuje możliwości, jakie daje nowoczesny 100 Mbit/s Ethernet. Informacje wysyłane przez urządzenia polowe jako rozgłoszeniowe (multicast) są odbierane tylko przez urządzenia wyznaczone do ich odbioru. Szybkość telegramów GOOSE oraz stabilność pracy tej funkcjonalności, nawet przy mocno obciążonej sieci, czyni standard IEC 61850 idealnym do wykorzystania przy realizacji wszelakich automatyk międzypolowych na stacji elektroenergetycznej. Ponadto Ethernet wraz z protokołem TCP/IP dają obsłudze szeroki dostęp do informacji generowanych na stacji oraz umożliwiają dokonywanie wielu czynności zdalnie. Pozwala to zredukować wizyty eksploatacyjne na stacji do minimum.

Kolejną zaletą zastosowania IEC 61850, nie mniej ważną z punktu widzenia inwestycji, jest znaczne zredukowanie ilości okablowania na stacji. Połączenie zabezpieczeń światłowodami w pierścienie pozwoliło uzyskać redundantny układ komunikacyjny zarówno dla aplikacji międzypolowych jak i dla telemechaniki. Wszystkie wyżej wymienione zalety standardu IEC 61850 znalazły zastosowanie przy realizacji projektu RS Grzybowa w Rybniku dla Vattenfall Distribution Poland SA.

Należy także podkreślić, iż każda z automatyk zabezpieczeniowych była skrupulatnie sprawdzana przez grupę rozruchową, składającą się z przedstawicieli Siemens oraz firmy Vattenfall Network Services Poland i przeszła pozytywnie wszystkie testy.

Autor: mgr inż. Rafał Sitkiewicz – Siemens, oddział w Katowicach