Standard IEC 61850 dziesięć lat później

Minęło ponad 10 lat od opublikowania w 2004 r. pierwszej wersji standardu IEC 61850 „Sieci komunikacyjne i systemy w stacjach”. W kolejnej wersji z lat 2009-2011 zakres standardu rozszerzono poza stacje. Standard jest obszernym i złożonym dokumentem (ponad 1500 stron), składającym się z 10 części, które obejmują komunikację, modele danych (formułowanie i wymianę informacji) oraz projektowanie, konfigurację, testowanie i eksploatację.

Obecnie w ponad 5 tysiącach stacji na świecie zastosowano standard IEC 61850. W stacjach KSE wdrażanie IEC 61850 w 2013 r. przedstawiało się następująco [8]:

• na żadnej stacji nie zastosowano szyny procesowej IEC 61850 (przekładniki oraz łączniki nie komunikują się z elementami obwodów wtórnych wg IEC 61850),
• w ok. 20% stacji zainstalowano SSiN z komunikacją wewnętrzną w standardzie IEC 61850,
• w 15% stacji przekaźniki mają możliwość komunikacji z SSiN w standardzie IEC 61850,
• są dwie aplikacje automatyki odciążającej, której urządzenia komunikują się między sobą zgodnie z IEC 61850.

Pomimo potencjalnych zalet o fundamentalnym znaczeniu dla obwodów wtórnych stacji, optymalna implementacja standardu wciąż napotyka różne trudności. Dotyczą one modeli danych (formułowanie i wymiana informacji) oraz projektowania, konfiguracji, testowania i eksploatacji. Natomiast nie ma w zasadzie zgłoszonych zastrzeżeń do części standardu dotyczących komunikacji. Po poprawie standardu (jako dokumentu), tak aby jego implementacja nie sprawiała trudności, pozostaje jednak bardzo ważne pytanie: czy stacja, w której zastosowano IEC 61850 zapewnia: niezawodność, selektywność działania i dyspozycyjność obwodów wtórnych na wymaganym poziomie. Odpowiedź na to pytanie brzmi tak - dla funkcji sterowania operacyjnego i akwizycji danych (SCADA). Natomiast w przypadku zabezpieczeń, blokad, impulsu wyłączającego od zabezpieczeń, odpowiedź na to pytanie nie jest łatwa.

W 2012 r. ENTSO-E (organizacja zrzeszająca 41 operatorów sieci przesyłowych w Europie, m.in. PSE) wydała oświadczenie, w któ­rym stwierdziła, iż standard wymaga zasadniczej korekty [6, 7], Obecnie ENTSO-E przy udziale IEC opracowuje profil standardu dla operatorów sieci przesyłowych w Europie. Profil ten ma być przetestowany w tym roku.

W 2014 r. PSE podjęło decyzję o stosowaniu w nowych i moderni­zowanych stacjach PSE do komunikacji pomiędzy urządzeniami EAZ i SSiN wyłącznie protokołu komunikacyjnego PN-EN 61850-8-1.

Problemy ze standardem omawiane w tym artykule są sukcesywnie rozwiązywane i niezależnie od opracowywanego profilu ENTSO-E trwają inne prace nad ulepszeniem standardu. Standard IEC 61850 ciągle się zmienia. W latach 2009-2011 opublikowano drugą wersję standardu, w przygotowaniu jest kolejna wersja z poprawkami i uzupełnieniami, wynikającymi z uwag do wersji drugiej. W 2013 r. opublikowano zbiór wskazówek, jak modelować aplikacje, używając istniejących węzłów logicznych. W trakcie opracowania są nowe/brakujące modele danych dla stacji. Od 2013 r. w trakcie opracowania są także rozszerzenia SCL (języka konfiguracji stacji) dla opisu funkcji i podfunkcji.

Dlaczego stosujemy standard IEC 61850?

Istotą standardu IEC 61850 i powodem jego wprowadzenia jest umożliwienie łatw^rej, wzajemnej współpracy urządzeń różnych pro­ducentów w ciągu całego okresu użytkowania obwodów wtórnych stacji (20 lat), niezależnie od szybkich zmian w technologii komu­nikacji. Poza tym standard ma dodatkowe zalety, np. możliwość eliminacji połączeń drutowych 220 V (110 V) DC i 1 A (5 A) AC, 100 V (110 V) AC, dużą szybkość przesyłania informacji itp. Gdyby celem standardu była tylko eliminacja połączeń drutowych 220 V (110 V) DC i 1 A (5 A) AC, 100 V (110 V) AC oraz duża szybkość przesyłania informacji, bez zapewnienia współpracy urządzeń róż­nych producentów, to powstałby dokument prostszy i krótszy niż standard IEC 61850, który byłby tylko kolejnym protokołem ko­munikacyjnym (zestawem protokołów komunikacyjnych), mogą­cym zastąpić poprzednie protokoły. Wystarczająco duże szybkości wymiany informacji można uzyskać również w innych protokołach komunikacyjnych.

Jedno wielofunkcyjne, inteligentne urządzenie (1ED) może za­wierać w sobie różne funkcje, np. sterowanie operacyjne, akwizycję danych, zabezpieczenie odległościowa 5-strefowe, zabezpieczenie różnicowe, zabezpieczenie zerowoprądowe dwustopniowe kierun­kowe, rejestrację zakłóceń, pomiary, synchronizację napięć, SPZ, itd. IED z wybranym zestawem funkcji oraz wyposażone w interfej­sy komunikacyjne w tej chwili są powszechnie używane.

Przed pojawieniem się IEC 61850 komunikacja pomiędzy IED opierała się na różnych prywatnych protokołach komunikacyjnych, dostosowanych do urządzeń jednego producenta lub korzystała ze standardów z innych domen aplikacyjnych - odpowiednio przysto­sowanych do konkretnych funkcji używanych na stacji, np. DNP 3, IEC 60870-5-104. Uzyskanie współpracy pomiędzy urządzeniami różnych producentów czy pomiędzy różnymi wersjami urządzenia tego samego producenta jest w tej sytuacji bardzo trudne i wymaga kosztownej konwersji protokołów lub przekonfigurowania urzą­dzeń. Ponadto pomimo używania interfejsów komunikacyjnych jest dużo połączeń drutowych 220 V (110 V) DC i 1 A (5A) AC, 100 V (110 V) AC od IED do aparatury pierwotnej oraz dużo połączeń dru­towych 220 V (110 V) DC pomiędzy IED.

Powstała potrzeba stworzenia standardu, który umożliwiłby łatwą współpracę urządzeń w każdej architekturze obwodów wtórnych oraz odpornego na jakiekolwiek zmiany zarówno w technologii ko­munikacji jak i technologii IED. W miarę rozwoju standardu dodano do niego dodatkowe elementy, które umożliwiają użycie łączy sze­regowych pomiędzy IED a aparaturą pierwotną.

Wymagania w momencie rozpoczęcia prac nad standardem były następujące [1]:

• Standard musi dotyczyć wszystkich funkcji na stacji, nie tylko pod­stawowych funkcji: SC AD A, zabezpieczeń, blokad itp., ale również synchronizacji czasu, samonadzoru, wersji oprogramowania itp.
• Współpraca IED różnych producentów lub różnych wersji tego samego producenta oznacza wymianę i użycie informacji w czasie rzeczywistym bez jakichkolwiek konwerterów protokołów i bez po­trzeby interpretacji przez człowieka.
• Standard musi być globalny, tzn. musi być możliwe dowolne przyporządkowanie funkcji do IED, musi być możliwe stosowanie konfiguracji skupionej lub rozproszonej IED w zależności od wyma­gań w danym kraju lub w danym przedsiębiorstwie energetycznym.
• Elementy obwodów wtórnych stacji są wymieniane średnio co 20 lat, czyli średnio dwa, trzy razy w okresie 50-60 lat użytkowa­nia aparatury pierwotnej. Niektóre IED lub tylko komponenty IED wymienia się częściej. W okresie użytkowania aparatury pierwot­nej rozbudowuje/modernizuje się stację, dodając nowe IED i nowe pola. Technologia komunikacji zmienia się szybciej niż technologia obwodów wtórnych. Standard musi być odporny na zmiany w tele­komunikacji i obwodach wtórnych, tj. zapewnić długoterminową współpracę urządzeń starych i nowych.

Protokoły komunikacyjne i standard IEC 61850

Wzajemna współpraca urządzeń stacji może być realizowana dzięki trzem rodza­jom połączeń:

• drutowe binarne lub analogowe (na każdy sygnał jest odrębny drut),
• szeregowe lub sieciowe interfejsami w różnych protokołach komunikacyjnych,
• sieciowe w standardzie IEC 61850.

Zakładając niezawodne, bezzakłóceniowe działanie tych połączeń można je scharak­teryzować w następujący sposób. W przy­padku połączeń drutowych sygnał jest za­wsze zrozumiały dla odbiorcy i jest zawsze przeznaczony dla urządzenia, do którego dotarł. W przypadku połączeń szeregowych lub sieciowych konkretny protokół komunikacyjny zapewnia niezawodne przesłanie całej ramki z sygnałem/ wiadomością z jednej aplikacji do drugiej. Protokół komunikacyjny nie zapewnia tego, aby wiadomość przesyłana konkretnym proto­kołem była zrozumiała dla odbiorcy i była przeznaczona dla tego urządzenia, do którego dotarła. W celu zapewnienia współpracy urządzeń należy wykonać dodatkową pracę w urządzeniu odbior­cy lub/i nadawcy w celu wyjaśnienia treści sygnału. W przypadku połączeń sieciowych IEC 61850 standard ten zapewnia niezależnie od szybkich zmian technologii komunikacji niezawodne przesłanie informacji oraz to że informacja jest przeznaczona dla tego urządze­nia, do którego dotarła i że jest zrozumiała dla odbiorcy. Zasadniczo standard IEC 61850 nie jest protokołem w sensie komunikacyjnym lecz raczej strukturalną definicją danych wewnątrz urządzeń, taką że informacja może być wymieniana poprawnie pomiędzy funkcjami urządzeń przez jakiekolwiek medium komunikacyjne przy użyciu dowolnego protokołu teraz i innego protokołu w przyszłości. W celu uzyskania wzajemnej współpracy rzeczywistych urządzeń IED, standardem objęto również wszystkie warstwy stosu (modelu) ko­munikacyjnego ISO/OSI łącznie z definicją mediów. Standard IEC 61850 powinien zapewnić co najmniej ten sam poziom wzajemnej współpracy urządzeń, jaki jest przy połączeniach drutowych binar­nych lub analogowych (gdy na każdy sygnał jest odrębny drut).

Współpraca urządzeń (interoperablility) jest to zdolność urządzeń do wymiany informacji i wykorzystywania jej do poprawnej realiza­cji określonych funkcji. Wymienialność urządzeń (interchangeability) - jest to zdolność do zastąpienia urządzenia jednego producenta przez urządzenie innego producenta bez konieczności zmian w in­nych elementach systemu. Wymienialność urządzeń jest poza zakre­sem IEC 61850. Oprócz zdolności do współpracy wymaga również znormalizowanej funkcjonalności.

Sygnały, urządzenia, komunikacja

Komunikacja IEC 61850 na stacji przedstawiona jest w sposób uproszczony na rys. 1. Trzy poziomy obwodów wtórnych stacji: stacji, pola i procesu są połączone dw^roma poziomami sieci ko­munikacyjnej - szyną stacyjną (łączy poziom stacji z poziomem pola) i szyną procesowy (łączy poziom pola z poziomem procesu). Poziom pola i poziom procesu są obecnie połączone połączeniami drutowymi (na każdy sygnał odrębny drut), a tylko w nielicznych projektach jest realizowana szyna procesowa. Poziom pola składa się z wielofunkcyjnych urządzeń EAZ pola (IED zabezpieczenia) opisanych na rys. 1 jako zabezpieczenia pola oraz z wielofunk­cyjnych urządzeń sterowania pola (IED sterowanie, sterownik połowy SSiN) opisanych na rys. 1 jako sterowanie pola. W tym uproszczonym, przykładowym schemacie: przyciski sterownicze, przełączniki, lampki, panele sterowania rezerwowego itp. są zin­tegrowane z IED.

Rys. 1. IEC 61850 w stacji - sygnały i urządzenia

IEC 61850 standaryzuje metody transmisji i sposoby dostępu do danych czyli usługi dla trzech typów komunikacji: klient - ser­wer (sterowanie operacyjne, akwizycja danych, SSiN), GOOSE (zabezpieczenia, blokady, wyłącz od zabezpieczeń itp., krytyczny czas opóźnienia transmisji rzędu kilku milisekund), SV (transmisja szeregowa napięć i prądów - synchronizacja czasu z dokładnością jednej mikrosekundy). W celu uniezależnienia od szybkich zamian w technologii komunikacji standard dokładnie rozdziela aplikacje od systemu komunikacji (rys. 2).

Rys. 2. IEC 61850 - odwzorowanie obiektów danych i usług

W ramach standardu IEC 61850 aplikacje są obecnie odwzorowane (mapowane) do aktualnego stosu komunikacyjnego i mogą być w przyszłości w ramach IEC 61850 odwzorowane do innego stosu komunika­cyjnego. Każdy typ komunikacji: klient - serwer (sterowanie operacyjne, akwizycja danych, SSiN), GOOSE (zabezpieczenia, blokady, wyłącz od zabezpieczeń), SV (transmisja szeregowa napięć i prądów), ma swój abstrakcyjny interfejs usług ko­munikacyjnych (ACSI) i następnie swoje odwzorowanie (SCSM - np. rok 2015) do technologii komunikacji rzeczywiście uży­wanej w momencie uruchomienia systemu, np. rok 2015. Za 10 do 20 lat zgodnie ze standardem IEC 61850 będzie w razie po­trzeby możliwość zmiany odwzorowań (SCSM - np. rok 2015) na odwzorowania (SCSM - rok 2025-2035) do technologii komunikacji, jaka będzie używana w latach 2025-2035.

Modelowanie danych

Podstawowe założenia standardu:

• Modelowanie danych wg IEC 61850 ba­zuje na grupowaniu danych do węzłów lo­gicznych (LN) przypisanych do odpowied­nich funkcji przez nazwę,
• Istnieją dwie główne kategorie węzłów logicznych: LN - reprezentujące aparaturę pierwotną i LN - reprezentujące funkcje ob­wodów wtórnych,
• Węzły logiczne mogą być dowolnie umieszczone w urządzeniach IED,
• Obiekty danych wewnątrz węzła logicz­nego reprezentują przesyłane sygnały od/do poziomu stacji i do innych IED,
• LN modelują przesyłanie/odbieranie sy­gnałów przez funkcje i aparaturę pierwotną a nie modelują tego, jak dana funkcja czy aparatura pierwotna działa,
• Nazewnictwo danych używa standardo­wych akronimów w sposób zrozumiały dla użytkownika w każdym przedsiębiorstwie energetycznym na świecie.

Standard zapewnia współpracę pomiędzy węzłami logicznymi umieszczonymi w dowolny sposób w urządzeniach. IEC 61850 standaryzuje model danych i usługi interfejsu z IED. Oznacza to po­zyskiwanie danych w ten sam sposób w różnych IED tego samego producenta lub różnych producentów nawet gdy np. algorytmy za­bezpieczeń w przekaźnikach różnych producentów pozostają różne. Urządzenia mogą pochodzić od różnych producentów lub od jedne­go, ale są wykonane w różnych wersjach: mogą to być urządzenia lub komponenty urządzeń dodawane po np. 10 latach. Mogą to być urządzenia w konfiguracji rozproszonej lub skupionej. We wszyst­kich tych przypadkach współpraca będzie zapewniona, ponieważ nazwy węzłów logicznych przyporządkowanych do funkcji oraz nazwy danych zawartych wewnątrz węzła lo­gicznego są zestandaryzowane, zapewniając formalnie semantykę dla wszystkich wielko­ści w ramach IEC 61850.

Rysunek 3 wg [2] pokazuje zasadniczy przykład modelowania danych wielofunkcyjnego urządzenia EAZ pola (IED zabezpieczenia) opisanego na rys. 1 jako zabezpieczenia pola, zawierającego:

• zabezpieczenie odległościowa z trzema strefami (w tym przypadku trzy edycje węzła logicznego LN, zabezpieczenie odległościowa PDIS),
• zabezpieczenie nadprądowe (węzeł logiczny LN, zwłoczne za­bezpieczenie nadprądowe PTOC),
• formowanie impulsu wyłączającego od zabezpieczeń (węzeł logicz­ny LN, formowanie impulsu wyłączającego od zabezpieczeń PTRC).
• W przypadku połączeń drutowych do aparatury pierwotnej (lewa strona rys. 3) IED zabezpieczenie pola zawiera również:
• modele danych przekładników (w tym przypadku jedna edycja na fazę zarówno węzła logicznego L), przekładnik prądowy TCTR, jak i przekładnik napięciowy TVTR),
• model danych wyłącznika (węzeł logiczny LN, wyłącznik XCBR).

Rys. 3. Przykład modelowania danych - IED zabezpieczenia pola wg [2]

W przypadku połączenia szyną procesowy do aparatury pierwot­nej (prawa strona rys. 3) węzły logiczne, reprezentujące przekładniki i wyłącznik są umieszczone przy przekładnikach w module scalającym sygnały (MU) i przy wyłączniku w module wyłącznika (BIED). Ten sam rodzaj modelowania stosuje się dla wielofunkcyj­nych urządzeń sterowania pola (IED sterowanie, sterownik połowy SSiN), opisanych na rys. 1 jako sterowanie pola. Należy wtedy zastąpić węzły logiczne (LN), zabezpieczeniowe (PDIS), (PTOC), (PTRC) węzłami logicznymi (LN) sterowniczymi: sterownik łącznika (CSWł) dla każdego odłącznika, dla uziemnika i dla wyłącznika. Ponadto mamy węzły logiczne (LN) blokad (CILO), węzeł logiczny (LN) pomiary (MMXU) oraz węzły logiczne (LN), reprezentujące aparaturę pierwotną: odłączniki/uziemnik (XSWI), wyłącznik (XCBR). Analogicznie jak dla zabezpieczenia pola w przypadku połączenia szyną procesowy do aparatury pierwotnej węzły logiczne (LN) reprezentujące przekładniki, wyłącznik i odłączniki/ uziemnik są umieszczone: przy przekładnikach w module scalającym sygnały (MU), przy wyłączniku w module wyłącznika (BIED) i przy odłącznikach/uziemniku w module (SIED). Moduły BIED, SIED mogą być połączone w jeden moduł.

Nazwy danych w urządzeniach na stacji

Sygnały wymagane w projekcie realizowanym w danej stacji w danym polu określa użytkownik przez wyspecyfikowanie węzłów logicznych i zawartych w nich danych oraz przez przypisanie tych węzłów logicznych do odpowiednich aparatów WN lub funkcji w tym polu. W ten sposób powstają nazwy funkcjonalne sygnałów. Nazwy węzłów logicznych i zawartych w nich danych są ściśle ze- standaryzowane, np. stan położenia odłącznika/uziemnika =XSWI.Pos.stVal., zadziałanie zabezpieczenia odległościowego = PDIS.Op. Nazwę funkcjonalną sygnał typu stan położenia odłącznika QB9 przyporządkowuje użytkownik do odłącznika QB9 wg wzoru: symbol stacji - napięcie - nazwa (nr) pola - nazwa łącznika. XSWI.Pos.stVal., np. ABC_400_pnr6_QB9.XSWI.Pos.stVal.

Nazwę funkcjonalną sygnału typu zadziałanie zabezpieczenia od­ległościowego nr 1 w strefie Z2 przyporządkowuje użytkownik do pola wg wzoru:

Symbol stacji - napięcie - nazwa (nr) pola - nazwa funkcji - nazwa podfunkcji. PDIS.Op, np. ABC_400_pnr6_odległ1_Z2.PDIS.Op.

Części nazw ABC_400_pnr6 QB9, ABC 400jpnr6 odległ1_Z2 nie są zestandaryzowane w IEC 61850 i są całkowicie zależne od użytkownika i danego projektu z pewnymi ograniczeniami/zaleceniami strukturalnymi dotyczącymi składni (hierarchiczny system oznaczeń obiektu) a nie znaków. Zaleca się stosowanie oznaczeń wg normy IEC 61346.

Producent typowo dostarcza urządzenia IED z pewną, wstępnie zdefiniowaną funkcjonalnością, lecz bez odniesienia do konkret­nego zastosowania w danym obiekcie. A więc wstępne nazwy we­wnątrz IED muszą być zwykle nadane przez producenta niezależnie od nieznanego projektu na danej stacji, w którym IED będzie zasto­sowane. Po wykonaniu projektu dla konkretnej stacji jest potrzeba większej lub mniejszej zmiany tych nazw.

Organizację danych w IED w sposób uproszczony ilustruje rys. 4:

• Serwer reprezentuje interfejs komunikacyjny do Ethernet,
• Do serwera jest podłączone jedno lub więcej urządzeń logicz­nych (LD),
• Do urządzenia logicznego należy zestaw węzłów logicznych (LN) o wspólnych cechach i określonych usługach,
• Każdy węzeł logiczny reprezentuje funkcję i zawiera obiekty da­nych reprezentujące sygnały przesyłane od/do poziomu stacji lub do innych IED,
• Wymiana danych na poziomie komunikacji odbywa się przy uży­ciu nazw urządzeń logicznych (LD).

Rys. 4. Organizacja danych w IED

Standard IEC 61850 podaje wzór na nazwę danych w urządzeniu IED (nazewnictwo produktu, product naming): IEDNameLDinst/PrefixLNSuffix

LDName = lEDNameLDinst = nazwa urządzenia logicznego (LD), IEDName - nazwa urządzenia IED,

LDinst - identyfikacja konkretnej edycji urządzenia logicznego (LD) np. LD1, LD2, LD3,

LN - ściśle zestandaryzowana nazwa klasy węzła logicznego (LN) np. XSWI lub PDIS,

Prefix - przedrostek,

Suffix - przyrostek identyfikujący konkretną edycję klasy węzła lo­gicznego np. 1, 8.

Użytkownik definiuje ostatecznie następujące części tej nazwy: LDName (nazwa urządzenia logicznego) oraz prefix i suffix (prze­drostek i przyrostek identyfikujący edycję węzła logicznego):

Prefix + Suffix ≤ 7 znaków-wersja 1 IEC61850, ≤ 12 znaków-wersja 2IEC61850,

LDName ≤ 32 znaki-wersja 1 IEC 61850 ≤ 64 znaki - wersja 2 IEC 61850.

Wymagania producentów TED i narzędzi konfiguracyjnych dla nazwy urządzenia IED = IEDName są różne: producent A - maksymalnie 13 znaków, producent B - kodyfikacja zgodnie z IEC 61346, producent C - bez ograniczeń. W przykładowym polu nr 6 rozdz. 400 kV stacji ABC jest kilka urządzeń IED, m.in. IED_ sterownik SSiN, IED_zabezpieczenie odległościowe nr 1. Sygnał, stan położenia odłącznika QB9 o nazwie funkcjonalnej, np. ABC_400_pnr6_QB9.XSWI.Pos.stVal. został opisany w nazewnictwie produktu przez producenta w fabryce jako IEDName LDinst/PrefixXSWISuffix.Pos.stVal., gdzie producent wstawił za lEDNameLDinst = LDName, Prefix, Suffix swoje oznaczenia wynikające z wstępnej konfiguracji urządzenia w fabryce. Sygnał ten będzie opisany w nazewnictwie produktu, po dostosowaniu przez użytkownika do projektu, jako: np. ABC 400_pnr6_sterownLD1/QB9XSWI4.Pos.stVal.

Nazwa sygnału w nazewnictwie produktu została zmodyfikowana tak, aby zawierała elementy nazwy funkcjonalnej tego sygnału. Analogicznie sygnał zadziałania zabezpieczenia odległościowego nr 1 w strefie Z2 o nazwie funkcjonalnej np. ABC_400_pnr6_odległ1_Z2.PDIS.Op będzie opisany w nazewnictwie produktu, po dostosowaniu przez użytkownika do projektu, jako: np. ABC_400_ pnr6_odległ1LD3/Z2PDIS2.Op.

Wymiana danych na poziomie komunikacji odbywa się przy użyciu nazw urządzeń logicznych LD umieszczonych w urządzeniach IED. Możliwość modyfikacji nazwy sygnału utworzonej przez producenta w nazewnictwie produktu i zawierającej nazwę LD. tak aby nazwa produktu zawierała elementy nazwy funkcjonalnej tego samego sygnału, jest podstawą współpracy urządzeń różnie skonfigurowanych wstępnie przez producentów bez znajomości konkretnego projektu.

Nazwa urządzenia logicznego LDName jest unikalna dla pliku SCL (języka konfiguracji stacji). Kompletny plik SCL dla sys­temu automatyki stacyjnej nazwany plikiem SCD (opisu konfi­guracji stacji) dla danej stacji zawiera: nazwy funkcjonalne, na­zwy produktu odnoszące się do IED, nazwy urządzeń logicznych LDName = lEDNameLDinst oraz relacje pomiędzy nazwami, a więc jest bazą dla translacji pomiędzy różnymi oznaczeniami tego samego obiektu danych zawartego w danym węźle logicz­nym. Komunikacja polega na przesyłaniu pełnej nazwy sygnału. Aby określić pełną nazwę sygnału w stacji 400 kV trzeba dobrze znać obwody wtórne. Jest to zupełnie nowy sposób postępowania, ponieważ przy użyciu dotychczasowych protokołów komunikacja polegała na przesyłaniu numeru sygnału, a pełną, dokładną nazwą sygnału zajmowali się specjaliści obwodów wtórnych. Obecnie ten sposób postępowania musi być radykalnie zmieniony i stała współpraca wydziałów obwodów wtórnych i wydziałów komu­nikacji jest nie tylko wymagana ale i obowiązkowa. Zniknęła ko­nieczność ręcznego przypisywania numerów sygnałów do ich tre­ści, ale pojawił się wymóg zupełnej zmiany trybu postępowania.

Czego brakuje w standardzie wg [15]?

Twórcy standardu IEC 61850 obiecują, że standaryzacja będzie promować systemy otwarte, zredukuje koszty i nakłady pracy w projektowaniu, wykonawstwie, prowadzeniu ruchu i eksploatacji w odniesieniu do każdego aspektu transmisji i rozdziału energii elektrycznej. Standard jest tematem wielu dyskusji w środowisku przedsiębiorstw energetycznych, lecz w rzeczywistości mamy relatywnie mało instalacji, które wykorzystują w pełni technologię proponowaną przez IEC 61850. Początkiem koncepcji IEC 61850 był projekt EPRI UCA 2.0 w USA we wczesnych latach 90. Również wtedy rozpoczęto prace nad DNP3 (obecnie standard IEEE 1815) i można by przypuszczać, że powinniśmy mieć podobną liczbę instalacji dla obydwu technologii. Jednak dwadzieścia lat później liczba produktów i instalacji IEEE 1815 w USA daleko przekracza liczbę produktów i instalacji IEC 61850 w USA i to pomimo faktu iż w przeciwieństwie do IEEE 1815, protokołu komunikacyjnego, IEC 61850 idzie dalej niż protokół ze swoją architekturą skierowaną na obiekt, obiecując uproszczenie odratowania stacji i współpracę urządzeń różnych producentów.

Dopiero w ostatnich latach zaczęło się pojawiać więcej zasto­sowań IEC 61850 w stacjach z urządzeniami wielu producentów. Niechęć do stosowania standardu może być związana z nowymi koncepcjami, takimi jak: stosowanie urządzeń ethernetowych i fun­damentalnymi zmianami w projektowaniu zabezpieczeń, sterowa­nia i obwodów prądowych i napięciowych. Jednak sedno sprawy jest we współpracy urządzeń różnych producentów lub w braku tej współpracy. Trzy typy komunikacji wg IEC 61850: klient - serwer/ MMS (sterowanie operacyjne, akwizycja danych, SSiN), GOOSE (zabezpieczenia, blokady, wyłącz od zabezpieczeń itp.), SV (trans­misja szeregowa napięć i prądów) były pomyślane i promowane jako: środki do uproszczenia instalacji, konfiguracji, rozruchu i pro­wadzenia ruchu stacji przez stworzenie wspólnego języka i formatu do zastosowania przez wszystkich dostawców IED. Niestety pomi­mo iż wspólny język jest jasno sformułowany, nie zostały zdefinio­wane w IEC 61850 reguły i zasady, które skutkowałyby faktyczną współpracą urządzeń.

W konsekwencji każdy producent stosuje swoją interpretację standardu, która jest zgodna z IEC 61850, ale nie musi być zgod­na z interpretacją innego producenta. Użytkownik pozostaje sam z różnymi interpretacjami, które trzeba dopasować do siebie, aby mogły współpracować. Rezultatem tej sytuacji jest konieczność wykonania złożonego projektu integracyjnego, którego wykonanie często przekracza możliwości kadrowe i sprzętowe wydziału za­bezpieczeń. Zupełnie niweluje to jakąkolwiek myśl o ekonomicz­nych i operacyjnych zaletach oferowanych przez IEC 61850.

Składnia bez definicji wg [15]

Standard ustanawia definicję węzłów logicznych LN dla każdej funkcji i aparatury na stacji. To bardzo złożone kompendium podaje wspól­ny słownik i składnię do stosowania przez producentów: aparatury pomiarowej, zabezpieczeniowej i sterowania. Projektanci i użytkownicy są przekonani, że każdy producent spełniający wymagania IEC 61850 będzie używał tego słownika. Jednakowoż nie ma w IEC 61850 do­kładnych definicji, co reprezentują dane konkretnej edycji węzła logicz­nego: PrefixLNSuffix i zezwala się producentom na wybór, które węzły logiczne będą zaimplementowane w danym urządzeniu. Z tego mogą wynikać nieporozumienia pomiędzy producentami np.:

• Standard definiuje obowiązkowe i opcjonalne punkty danych dla węzła logicznego, ale również pozwala producentowi na dodanie punktów danych do węzła logicznego, co sprawia, że jest on specyficzny dla tego producenta.
• Nie jest zdefiniowane w standardzie, które węzły logiczne są wy­magane w każdym urządzeniu. Innymi słowy dostawca A może za­decydować, aby wstawić węzeł logiczny blokad CILO do IED zabez­pieczeń, a dostawca B może zadecydować, aby nie wstawiać węzła logicznego blokad do funkcjonalnie identycznego IED zabezpieczeń.
• Standard zezwala na tworzenie węzłów logicznych specyficznych dla danego producenta. Producenci innych systemów mogą nie wie­dzieć, co jest reprezentowane przez te specyficzne węzły logiczne.
• Standard nie daje specyficznych definicji tego, co reprezentu­ją rzeczywiste dane węzła logicznego, np. dla węzła logicznego (PTOC) zabezpieczenie czasowe nadprądowe użytkownik musi ręcznie zidentyfikować za pomocą dokumentacji producenta, takie dane jak: 51P, 5 IN, 67, które są reprezentowane przez węzeł lo­giczny. W dodatku dla instalacji z urządzeniami wielu producentów konkretne edycje takie jak POTC1 mogą mieć różne znaczenia dla różnych urządzeń, wykonujących tę samą funkcję.
• Producenci mogą zastosować stałą/niezmienialną lub definiowa­ną przez użytkownika część składni (prefix) węzłów logicznych. To również może prowadzić do różnych nazw edycji węzła logicznego, który przedstawia tą samą funkcję.
• Przykładem na elastyczność w odniesieniu do węzłów logicz­nych, która pozwala na różne sposoby modelowania tej samej apli­kacji, jest zabezpieczenie odległościowe z trzema strefami. Może ono być modelowane przez trzy edycje węzła logicznego PIDS - jedna na strefę albo przez 6 edycji węzła logicznego PIDS - po jednej dla zwarcia fazowego i dla zwarcia doziemnego w każdej ze stref albo przez 12 edycji po jednej dla każdej z faz i dla ziemi w każdej strefie. Biorąc pod uwagę te warianty trudno jest zidenty­fikować, która edycja co reprezentuje. Przyrostki, które mogą być użyte w celu odróżnienia edycji nie są zestandaryzowane, tak że je­śli mamy szczęście, to możemy domyślić się, co oznacza PhsPDISl lub GndPDISó. Jeśli nie trafiliśmy, to możemy zidentyfikować tylko PDIS1 do PDIS6 [3],
• W węźle logicznym są zarówno obowiązkowe - jak i opcjonalne punkty danych. W wielu przypadkach będą wymagane właśnie te opcjonalne punkty danych. Nie ma wskazówek w standardzie, jak zaimplementować funkcję, jeśli dostawca A oferuje opcję, a dostaw­ca B nie oferuje.

Wszystkie te problemy zmniejszają się lub w ogóle nie występują, gdy mamy instalację składającą się z urządzeń jednego producenta. Wtedy można w prosty sposób przypisać do urządzenia bazę wie­dzy o tym, co oznacza każde specyficzne oznaczenie w zależności od numeru modelu i wersji firmware’u tego urządzenia. Taka baza wiedzy, unikalna dla każdego producenta, pozwala wszystkim pro­duktom od tego producenta rozróżnić, co oznaczają punkty danych, a dostęp do urządzeń IED przez bramkę komunikacyjną umożliwia szybkie i automatyczne umieszczanie funkcji systemu, jakiekolwiek by nie były wymagane.

Prawdziwy problem pojawia się, gdy mamy wielu producentów i nie wszystkie urządzenia mają tę samą bazę wiedzy o specyficz­nych oznaczeniach. W konsekwencji w celu uruchomienia systemu należy opracować złożoną procedurę wzajemnego odwzorowania (mapowania) różnych oznaczeń. Wymaga to wkładu pracy w przy­bliżeniu równoważnego używania tabel referencyjnych przyporząd­kowujących znaczenie sygnału do numeru w protokole IEEE 1815 (DNP3). Standard zatrzymuje się niejako na poziomie klas węzłów logicznych i daje swobodę producentom w dołożeniu ich własnych specyficznych dodatków do oznaczeń LN. Standard jednocześnie daje producentom dokładne reguły, jak dane mają być prezentowa­ne. Pozwala to każdej przeglądarce zgodnej z IEC 61850 odczytać informację skonfigurowaną specyficznie przez producenta. Jednak użytkownik musi mieć dodatkowo dokumentację producenta, aby zrozumieć zawartość informacji.

Ten sam problem pojawia się przy eksploatacji i testowaniu urzą­dzeń IED. Trzeba wtedy również mieć bazę wiedzy, aby odczytać oznaczenia punktów danych, bazując na tym jaki jest producent, wersja oprogramowania i hardware każdego IED. W przeciwień­stwie do urządzeń zgodnych z IEEE 1815, w których użytkownik może skonfigurować mapę punktów danych DNP tak, aby była identyczna, niezależnie od producenta IED. W implementacjach IEC 61850 nie jest wymagane zapewnienie tego samego poziomu elastyczności. W konsekwencji jedynym sposobem na odczytanie zapisu jest lektura podręcznika dla danego IED.

Podwójna i niejednoznaczna terminologia

Od kilkudziesięciu lat użytkownicy mają własną, klarowną termi­nologię na dokładne określenie, co wykonuje każda funkcja i każdy element hardware’owy. Dla oznaczenia funkcji i urządzeń stosuje się często standard IEEE 37.2, wg którego np. 25 oznacza synchro-check, 21 - zabezpieczenie odległościowa, 79 - SPZ itp. Standard IEC 61850 wprowadza tu zupełnie odmienną nomenklaturę. Zacho­dzi zatem konieczność stosowania podwójnych nazw" pierwsza dla opisu przepływu danych IEC 61850 (węzły logiczne), druga dla opisu funkcjonalności urządzenia. Dużo większym problemem jest fakt, iż często nie ma relacji jeden do jeden pomiędzy oznaczeniami stosowa­nymi przez użytkowników a oznaczeniami standardu IEC 61850. Na przykład węzeł logiczny PTOC oznacza zabezpieczenie nadprądowe czasowe, co odpowiada m.in. następującym zabezpieczeniom wg IEEE 37.2: 46 - nadprądowe-zwłoczne składowej przeciwnej, 50TD - nadprądowu-zwłoczne niezależne, 51 - nadprądowo-zwłoczne za­leżne, 67N - zerowo-prądowe. kierunkowa, dwustopniowe. Węzeł lo­giczny PDIF - zabezpieczenie różnicowe, odpowiada następującym zabezpieczeniom: 87L- zabezpieczenie różnicowe linii, 87T- zabez­pieczenie różnicowe transformatora, 87B - zabezpieczenie różnicowe szyn zbiorczych, 87R - zabezpieczenie różnicowe dławika.

Brakuje oznaczeń IEC 61850 dla niektórych urządzeń, np. nie ma oznaczenia dla urządzenia komunikacji IEEE 37.2: 16. Trzeba pamiętać, iż podobnie jak węzły logiczne IEC 61850, również oznaczenia IEEE 37.2 mają przyrostki, np.: dla faz, ziemi, składowej przeciwnej itp., np. 5IN. Ponadto mamy pewną dowolność w IEC 61850 dla opisywania tej samej funkcji przez różnych producentów oraz możliwość używania węzłów logicznych specyficznych dla danego producenta, np. GGIO i z tych powodów wprowadzenie przez producenta nazw IEC 61850 do konfiguracji funkcjonalności IED pomaga tylko w odniesieniu do urządzeń tego producenta. Ta nie do końca unormowana terminologia IEC 61850 musi być stosowana, aby opisać przepływ danych w systemie, pomimo iż użytkownik ma bardzo dokładną, klarowną własną terminologię na określenie, co wykonuje każda funkcja i każdy element hardwa­re’owy na stacji i nie potrzebuje do tego terminologii IEC 61850. Mamy tu paradoksalną sytuację: potrzebujemy IEC 61850, aby umożliwić współpracę urządzeń różnych producentów, lecz po­ziom standaryzacji IEC 61850 jest za niski, aby ją zrealizować, a dodatkowo terminologia IEC 61850 pogarsza nam klarowność określenia funkcji i hardware.

Konfiguracja na poziomie sieci i stacji wg |15|

Twórcy IEC 61850 obiecują ułatwienie konfiguracji na poziomie stacji, tj.: komputera stacyjnego, HMI i bramki komunikacyjnej dla SCADA i oczywiście celowe jest opracowanie czegoś lepszego niż stosowanie tabel dla każdego z urządzeń, jak wymaga tego IEEE 1815. IEC 61850 osiąga to, lecz producenci wymagają w tym celu wykreowania złożonej konfiguracji komunikacyjnej w każdym IED. Tak więc dodatkowo do konfiguracji podstawowych funkcji IED (np. nastaw zabezpieczeń) trzeba również wprowadzić tą zło­żoną konfigurację IEC 61850. Ponieważ IEC 61850 nie określa, jak mają być konfigurowane IED, każdy producent opracował swoją własną metodę konfiguracji. O ile każdy projektant stacji, znający DNP3 może intuicyjnie je skonfigurować dla prawie każdego urzą­dzenia, to systemy konfiguracji IEC 61850 wymagają intensywnego treningu na platfonnie każdego producenta, dodatkowo kompliku­jąc użycie urządzeń różnych producentów na danej stacji. Niektórzy producenci uważają oprogramowanie konfiguracyjne IEC 61850 za prywatne i należy za nie płacić. W celu wymiany lub przetestowa­nia danego IED trzeba mieć odpowiednią wersję oprogramowania konfiguracyjnego dla tej wersji wykonania/modelu/IED. Ale to nie wszystko. Równie ważne jest właściwe zaprojektowanie i skonfigu­rowanie przez użytkownika sieci łączącej IED (VLAN-y, Qality of Service, adresy IP). W przypadku użycia IEC 61850 do przesyłania impulsów: wyłącz od zabezpieczeń, do zabezpieczeń, do blokad czy do przesyłania szeregowego wartości prądów i napięć elementy sie­ci są równie ważne dla zapewnienia niezawodności, selektywności i dyspozycyjności jak same urządzenia IED.

Dwie części dokumentacji na stacji

SCL (język konfiguracji stacji) umożliwia przekazanie opisu kon­figuracji IED do narzędzia konfigurującego system i kompatybilne przekazanie z powrotem konfiguracji systemu do narzędzia kon­figurującego IED. Głównym celem jest umożliwienie wzajemnej wymiany danych konfiguracyjnych systemu komunikacji pomiędzy narzędziami konfiguracji IED i narzędziem konfiguracji systemu, pochodzącymi od różnych producentów.

Należy skonfigurować nie tylko aspekty IED objęte standardem IEC 61850, tzn. dotyczące współpracy funkcji (węzłów logicz­nych). Ponadto należy skonfigurować/zaprojektować sprawy nie ob­jęte IEC 61850 np.: konfiguracja/przyporządkowanie we/wy, logika związana z funkcjonalnością IED itd. Dokumentacja na stacji składa się z dwóch części:

obejmującej zagadnienia dotyczące standardu IEC 61850 - są to pliki SCL w formacie XML, niespotykanym dotychczas w doku­mentacji obwodów wtórnych. Format XML nie jest łatwy w użyciu (XML nie jest przeznaczony dla użytkownika końcowego),

dla zagadnień nie objętych IEC 61850, dotychczas wykonywa­na w formie: rysunków, schematów, algorytmów, opisów tech­nicznych.

Obecnie użytkownicy mają niezawodne sposoby projektowania i sprawdzania, oparte na rysunkach i schematach. Użytkownicy muszą używać istniejących narządzi i metod dokumentacji równolegle z narzędziami IEC 61850 dostawcy urządzeń. Wspólne używanie danych i formatów dokumentacji przez narzędzia użytkownika i na­rzędzia IEC 61850 nie jest możliwe, co oznacza zbyteczną pracę i wielokrotne przechowywanie tych samych danych. Potrzebne są jasne wskazówki, jak połączyć obie części dokumentacji: rysunki, schematy z plikami SCL, SCD (opis konfiguracji stacji), ICD (opis możliwości konfiguracyjnych IED), CID (opis skonfigurowanej IED), IID (opis konkretnej edycji IED). Należy wprowadzić odpowiednie uzupełnienia, które pozwolą wizualizować modele danych SCL w używanej dotychczas formie rysunków i schematów. Niezbędne są niezawodne, nowe narzędzia projektowania, które po­zwolą prowadzić proces projektowania i które mogłyby być użyte do testowania i weryfikacji tak efektywnie - jak dotychczas przy użyciu schematów ideowych i montażowych. Standard może być uznany za dojrzałą technologię z punktu widzenia produkcji har­dware, ale poziom rozwoju narzędzi software’owych, które zapewniałyby: projektowanie, konfigurację, testowanie i eksploatację jest niewystarczający.

Rozbudowa stacji

Czy rozbudowa stacji wybudowanej w standardzie IEC 61850 po kilkunastu latach (do 20) będzie nie tylko możliwa ale i łatw^ra do przeprowadzenia za pomocą powszechnie dostępnych narzędzi? Czy zapewnimy współpracę urządzeń różnych producentów? Przy obecnym stanie standardu IEC 61850 trudno zapewnić współpracę urządzeń różnych producentów w momencie uruchomienia stacji, a ponadto standard nie oferuje jeszcze skutecznego rozwiązania na­stępujących problemów, które wystąpią po kilkunastu latach:

• za kilkanaście lat będzie inna wersja standardu,
• narzędzia software’owe: projektowania, konfiguracji, testowa­nia i eksploatacji muszą umożliwiać integrację nowych urządzeń z urządzeniami sprzed kilkunastu lat,
• wersja SCL używana za kilkanaście lat musi umożliwiać integra­cję nowych urządzeń z urządzeniami wcześniejszej produkcji,
• model danych używany za kilkanaście lat musi być kompatybilny z modelem sprzed kilkunastu lat.

Gdy rozbudowujemy stację o górnym napięciu 400 kV po 10 latach (np. dodajemy kilka pól i dokonujemy również niezbędnej modernizacji istniejących obwodów wtórnych), to nawet bez stosowania standardu IEC 61850 rozbudowa stacji jest trudna, pomimo iż zastosowano w stanie istniejącym dobrze znane rozwiązania obwodów wtórnych. Jeśliby zastosowano w stanie istniejącym na tej stacji standard IEC 61850 w obecnej postaci, bez rozwiązania wymienionych w tym artykule problemów, to należy obawiać się, czy rozbudowa w standardzie IEC 61850 po kilkunastu latach (do 20 lat) będzie możliwa. Na pewno osiągnięcie współpracy urządzeń różnych producentów nie będzie łatwe. Nie będzie to tak łatwe, jak wtedy gdybyśmy mieli pomiędzy urządzeniami tylko połączenia drutowa. Czyli nie zostanie spełniony cel standardu IEC 61850: zapewnienie co najmniej tego samego poziomu wzajemnej współpracy urządzeń różnych producentów, jaki mamy przy połączeniach drutowych.

Profilowanie standardu

Standaryzacja modelu informacji w standardzie IEC 61850 z de­finicji nie jest prosta (węzły logiczne, obiekty danych, atrybuty da­nych, klasy danych, wspólne klasy danych, funkcje, podfunkcje). Standard opracowano dla różnego rodzaju użytkowników w różnych sektorach: przesył, dystrybucja, elektrownie różnego rodza­ju itd. Nie każdy użytkownik potrzebuje tych samych węzłów lo­gicznych czy tej samej infonnacji i nie definiuje swoich potrzeb w ten sam sposób. W rezultacie standard, aby zadowolić wszyst­kich celowo utrzymuje liczbę elementów obligatoryjnych na mini­malnym poziomie i pozwala na różne interpretacje z powodu zbyt wielu opcji. Różnica w interpretacji standardu przez producentów urządzeń często prowadzi do niemożliwości uzyskania wzajemnej współpracy urządzeń.

W jednym polu rozdzielni 400 kV (stacja sieci przesyłowej) mamy więcej edycji węzłów logicznych niż w kilkudziesięciu polach 15 kV (stacja dystrybucyjna). Węzeł logiczny, np. XCBR (wyłącz­nik) może zawierać do 20 obiektów danych, z których np. obiekt danych „pos” może mieć do 20 atrybutów danych. Część obiektów danych w węźle logicznym jest obligatoryjna, część - opcjonalna. Podobnie, część atrybutów danych jest obligatoryjna, a część atry­butów - opcjonalna. Wybrany zestaw danych opcjonalnych jest potrzebny dla OSP, stosującego określoną filozofię obwodów wtór­nych. Inny zestaw opcjonalnych danych potrzebny jest użytkowni­kowi sieci dystrybucyjnej dużego zakładu przemysłowego (np. Pe­trochemia). OSP stwierdza, iż brakuje pewnych węzłów logicznych dla jego potrzeb. Operatorowi sieci dystrybucyjnej dużego zakładu przemysłowego brakuje innych węzłów logicznych dla innych, spe­cyficznych potrzeb, natomiast jest wiele węzłów logicznych, któ­rych ten operator nie potrzebuje.

Skoro nie można spełnić wymagań wszystkich użytkowników, to należy sporządzić dodatkowe uzupełniające specyfikacje określają­ce wymagania tylko określonej grupy użytkowników. Specyfikacje określają dodatkowe definicje wynikające z zastosowań standardu przez tą grupę użytkowników i wskazują na te elementy standar­du, które są niepotrzebne dla tej grupy użytkowników. Specyfikacje wskazują, czego brakuje w standardzie i dokonują uzupełnień w za­kresie potrzebnym dla danej gnipy użytkowników. Te dodatkowe specyfikacje w połączeniu ze standardem tworzą profil standardu wymagany przez grupę użytkowników. Opcje profilu obejmują tyl­ko potrzeby tej grapy użytkowników. Eliminuje się w ogóle opcje nieużywane. Używa się tylko tych obiektów danych (DO), których potrzebuje co najmniej jeden z tej grupy użytkowników. Interpreta­cja zapisów¹ profilu jest jednolita. Określa się ściśle, jak stosować za­pisy profilu. Dostawca urządzeń spełnia wymagania danego profilu i jego urządzenie współpracuje bez przeszkód z urządzeniem inne­go dostawcy, które spełnia wymagania tego samego profilu. Więcej informacji na temat profilowania wraz z definicjami profilu można znaleźć w publikacjach [5, 9],

ENTSO-E zamierza stworzyć (przy współudziale IEC) profil stan­dardu IEC 61850, który będzie wymagany przez wszystkich opera­torów sieci przesyłowych w Europie. Prace nad profilem rozpoczę­to od próby zdefiniowania funkcji powszechnie używanych przez wszystkich operatorów sieci przesyłowej i sygnałów związanych z tymi funkcjami. Nie zaczyna się tu od definiowania szczegółowego potrzebnych węzłów logicznych, atrybutów danych, obiektów danych. Dzieje się tak, ponieważ okazało się, że operator sieci prze­syłowej nie jest w stanie mieć takiego poziomu wiedzy jak eksperci IEC pracujący nad standardem IEC 61850. Ponadto posiadanie tej wiedzy nie jest celem operatora sieci przesyłowej. W roku 2015 ope­ratorzy sieci przesyłowych opracują szkicowo własne profile stan­dardu, w celu wyspecyfikowania swoich potrzeb i identyfikacji luk pomiędzy obecną wersją standardu a ich wymaganiami. Prace nad profilem ENTSO-E powinny wskazać, czego brakuje w standardzie i umożliwić dokonanie uzupełnień w zakresie potrzebnym dla ope­ratorów sieci przesyłowych w Europie. Profil usunie elementy stan­dardu, które nie są potrzebne żadnemu z operatorów sieci przesyłowych w Europie i powinien umożliwić stosowanie standardu IEC 61850 bez posiadania wiedzy eksperta IEC, pracującego nad standardem. Profil ENTSO-E będzie zestawem złożonym ze wszystkich elementów należących do różnych szablonów pól operatorów sieci przesyłowych w Europie.

Wymagania obwodów wtórnych

Czy stacja, w której zastosowano IEC 61850 zapewnia niezawodność, selektywność działania i dyspozycyjność obwodów wtórnych na wymaganym poziomie? Zagadnienie to można sformułować inaczej:

1. najpierw należy sformułować wymagania obwodów wtórnych, oddzielnie dla stacji przesyłowej, oddzielnie dla stacji dystrybucyjnej,
2. potem należy określić potrzeby w zakresie zmiany istniejących rozwiązań przy jednoczesnym spełnieniu wymagań obwodów wtórnych,
3. następnie rozpocząć opracowywanie standardu, który wprowadzałby potrzebne zmiany istniejących rozwiązań przy jednoczesnym spełnieniu wymagań obwodów wtórnych.

Jest to bardzo ważne zagadnienie, wymagające szczegółowego i obszernego omówienia w odrębnym artykule. Zasygnalizuję tu tyl­ko kilka wstępnych uwag na ten temat:

• Obwody wtórne pola linii 15 kV (stacja dystrybucyjna) można wykonać w postaci jednego IED zlokalizowanego w celce, gdzie znajduje się również aparatura obwodów pierwotnych. IED może zawierać wszystkie funkcje: zabezpieczeń, sterowania opera­cyjnego, akwizycji danych, SSiN. Panel sterowania rezerwowe­go może być zintegrowany z IED. Wyłączenie od zabezpieczeń linii 15 kV dotyczy odbiorów na relatywnie małym obszarze miasta/powiatu.
• W obwodach wtórnych pola linii 400 kV (stacja sieci przesy­łowej), zgodnie z powszechną praktyką OSP w Europie i USA, jest kilka IED (zabezpieczenia, telezabezpieczenia itp.) w dwóch, trzech lub więcej szafach oddalonych bardziej lub mniej od obwodów pierwotnych i wymaga się dwóch IED głównych zabezpieczeń pochodzących od różnych producentów. Mamy podwójne obwody wyłączające, podwójne zasilania pomocnicze. Są to dwa niezależne układy zabezpieczeń z separacją elektryczną i mechaniczną. Wyma­gane jest, aby panel sterowania rezerwowego (PSR - sterowanie, sygnalizacja, pomiary) był realizacją tradycyjnej funkcji tablicy sterowniczej i wymaga się możliwości „ręcznego” przełączania w obwodach poza panelem sterowania rezerwowego. Używa się IEC 61850 lub innych protokołów komunikacyjnych do sterowania operacyjnego i nadzoru SSiN, do komunikacji EAZ z SSiN, ale pomimo to istnieją drutowe połączenia dwustanowe i analogowe, które rysuje się na kilkudziesięciu arkuszach schematów ideowych. Wyłączenie lub jego brak od zabezpieczeń linii 400 kV jest zawrze poważnym stanem awaryjnym, a w najgorszym, katastrofalnym wy­padku może dotyczyć w pewnym stopniu całego kraju.
• Standard IEC 6150 robi wrażenie dokumentu, który w niewystar­czającym stopniu odpowiada złożoności obwodów wtórnych stacji .sieci przesyłowej i jej wymaganiom niezawodnościowym.
• Zakładając, że standard będzie poprawiony (jako dokument) i problemy omawiane w tym artykule będą rozwiązane, tak aby im­plementacja standardu nie sprawiała trudności, można sformułować następne uwagi jak niżej.
• Realizacja w standardzie IEC 61850 dobrze znanych i powszech­nie stosowanych funkcji sterowania operacyjnego, akwizycji da­nych, SSiN nie stanowi większego problemu zarówno w stacji dys­trybucyjnej jak i stacji sieci przesyłowej.
• Usunięcie drutowania tradycyjnego w stacji przesyłowej dla reali­zacji funkcji zabezpieczeń, blokad, impulsu wyłączającego od zabez­pieczeń, przesyłania napięć i prądów, wymaga m.in. akceptacji trans­misji szeregowej/sieciowej do realizacji tych funkcji. Często pojawia się konieczność akceptacji przełączników sieciowych itp. jako inte­gralnej części schematu zabezpieczeń. Pomiędzy dwoma punktami schematu, zamiast jednego druta, często pojawia się wiele elemen­tów sieciowych o określonej awaryjności, przesyłających jednocze­śnie różne sygnały. Elementy sieciowe trzeba rozsądnie skonfiguro­wać na poziomie medium oraz na poziomie odpowiednich warstw protokołu komunikacyjnego, aby nie obniżyć niezawodności.
• Ponieważ w stacji przesyłowej mamy dwa odrębnie - mechanicz­nie i elektrycznie, redundantne systemy zabezpieczeń oraz odrębny system SSiN, to na poziomie szyny procesowej może powstać cał­kiem spora liczba redundantnych urządzeń 1ED [MU, BIED, SIED], połączonych rozbudowaną redundantną siecią. Trzeba to zoptyma­lizować. Nie będzie to kompaktowy układ: IED - kabel światłowo­dowy - aparatura 400 kV.
• Jeśli w stacji przesyłowej pozostawiamy panel sterowania re­zerwowego (PSR - sterowanie, sygnalizacja, pomiary) i wymaga­my możliwości „ręcznego” przełączania w obwodach poza PSR, to z tego powodu pozostanie bardzo dużo tradycyjnych połączeń drutowych, niezależnie od tego w jak dużym zakresie (SCADA, za­bezpieczenia, automatyki stacyjne, impuls wyłączający od zabez­pieczeń) zastosujemy IEC 61850.

Podsumowanie

• Istotą standardu IEC 61850 i powodem jego wyprowadzenia jest umożliwienie łatwej i wzajemnej współpracy urządzeń różnych producentów w ciągu całego okresu użytkowania obwodów wtórnych stacji (20 lat), niezależnie od szybkich zmian w technologii komu­nikacji.
• Doświadczenia zebrane podczas instalacji IEC 61850 na stacjach z urządzeniami wielu producentów wskazują na to, iż współpracę urządzeń różnych producentów da się osiągnąć tylko do pewnego poziomu. Trzeba poświęcić dużo czasu oraz zaangażować kadry i aparaturę tylko w celu rozwiązania problemów ze współpracą urządzeń różnych producentów [6, 7, 10, 11, 13, 15].
• Nie ma w zasadzie zastrzeżeń do komunikacji. Trudności dotyczą modeli danych (formułowanie i wymiana informacji) oraz projekto­wania, konfiguracji, testowania i eksploatacji. Trudności wynikają ze: złożoności implementacji standardu, niewystarczających defini­cji standardu, co pozwala na różne interpretacje, zbyt dużej liczby opcji i zbyt dużej, dozwolonej przez standard elastyczności stoso­wania [6, 7, 10, 11, 13, 15],
• W ankietach przeprowadzonych w 2012 r. w celu zebrania opinii użytkowników z całego świata [13] główne przeszkody w imple­mentacji standardu zostały określone jako: technologia niedojrzała, wymagane zmiany w sposobie postępowania (projektowanie, kon­figuracja, testowanie, eksploatacja) są trudne. Krajem tradycyjnie opornym w stosowaniu standardu IEC 61850 są USA, gdzie na po­czątku lat 90. zaczęto prace nad koncepcją IEC 61850.
• Problemy z implementacją standardu są łatwe do rozwiązania, gdy urządzenia są jednego producenta.
• Problemy ze standardem są sukcesywnie rozwiązywane. Powsta­nie nowy profil standardu dla operatorów sieci przesyłowych w Eu­ropie.
• Ważnym zagadnieniem, wymagającym omówienia w odrębnym artykule jest odpowiedź na pytanie - czy stacja, w której zastoso­wano IEC 61850 zapewnia niezawodność, selektywność działania i dyspozycyjność obwodów wtórnych na wymaganym poziomie? Czy standard opracowano mając na uwadze wymagania obwodów wtórnych stacji sieci przesyłowej czy też w oderwaniu od tych wymagań.

LITERATURA

[1] ABB (2010) Review Special report IEC61850.

[2] Brand K.P., Brunner C., de Mesmaeker I. (2011). How to complete a station automation system with an IEC 61850 process bus. Electra, 255.

[3] Brunner C. (2013). The semantic data model! PAC world June.

[4] CIGRE Working Group B5.I2 (2011). Engineering Guidelines for IEC6 1850 Based Digital SAS CIGRE Technical Brochure, 466.

[5] Englert H. et al. (2014). Increasing interoperability by profiling requirements and experience from end user and vendor perspective. CIGRE, B5-207.

[6] ENTSO-E rclcascs its interoperability Scheme and Punch List on the 1EC61850 standard, Brussels, 2012-10-18. Pobrane ze strony internetowej ENTSO-E

[7] ENTSO-E statement on the IEC 61850 standard, Brussels, 2012-04-13, strona in­ternetowa ENTSO-E.

[8] Gruchała D. (2013). Implementacja rozwiązań z zastosowaniem protokołu IEC 61850 na stacjach krajowego systemu elektroenergetycznego. Wiadomości Elektro­techniczne, 9.

[9] Guise L. et al. (2014). IEC 61850 interoperability at information level - A challen­ge for all market players. CIGRE. B5-206.

[10] Huon G. (2014). Special report for SC B5 PS2. CIGRE.

[11] Huon G. et al. (2014). IEC 6I850 based substation automation systems - Users cxpcctations and stakcholdcrs intcractions. CIGRE, B5-202.

[12] Loken R., Kristiansen, M.W., Losnedal, S. (2014). Expectations and specifications of IEC 61850 based - digital substation automation system used by Statnett. CIGRE, B5-211.

[13] Myrda P., Sternfeld S., Chason, G. (2014). Utility perspectives and challenges on implementing IEC 61850. CIGRE. B5-209.

[14] Olani, T. et al. (2014). Requirements for IEC 61850 in terms of logical node design and engineering tool compatibility. CIGRE, B5-210.

[15] Sciacca, S., Liposchak, R.: IEC substation automation standard 61850. What is missing? The Electricity Today white paper collection.