IEC 61850 - garść wrażeń z uruchomienia dużego obiektu energetycznego

Oprogramowanie CAD oraz obliczeniowe dla elektryki. Programowanie sterowników oraz systemy SCADA.
Regulamin forum
Na tym forum głos mogą zabierać tylko profesjonaliści! Zadeklaruj, że jesteś Elektrykiem dołączając do Grupy: Elektrycy lub przejdź na forum Nie jestem elektrykiem.
"Grupa Elektrycy" Forum Nie jestem elektrykiem
ODPOWIEDZ
Awatar użytkownika
EnergoTools
Administrator forum
Administrator forum
Posty: 891
Rejestracja: sob kwie 03, 1999 14:00
Lokalizacja: Kraków
Kontakt:

IEC 61850 - garść wrażeń z uruchomienia dużego obiektu energetycznego

Post autor: EnergoTools » wt lis 27, 2018 13:32

Witam,

Mam tę przyjemność, że na co dzień uczestniczę w uruchamianiu najnowszych zabezpieczeń cyfrowych, głównie średnich oraz wysokich napięć. Moim zadaniem jest integracja informacji z takich urządzeń w systemie SCADA.

Oznacza to, że nie zajmuję się uruchomieniem układów od strony elektrycznej, ale poprzez komunikację realizuję funkcję nadzoru i sterowania. Z racje jednak mojego zawodu Jestem Elektrykiem :) - niepokornie staram się wgryzać w szczegóły realizacji poszczególnych układów od strony elektrycznej.

Dawno minęły czasy, gdy w zabezpieczeniach elektrycznych średnich oraz wysokich napięć wykorzystywano przekaźniki elektromagnetyczne. (Jeżeli gdzieś na stacji są jeszcze takie rozwiąznia, to jest to raczej archaizm i kwalifikuje się do modernizacji). Obecnie standardem jest wykorzystywanie zabezpieczeń cyfrowych, które spełniają również dodatkowe funkcje.

Podstawowym przeznaczeniem cyfrowego przekaźnika zabezpieczeniowego w polu jest realizacja zabezpieczeń elektrycznych. Dopasowanie funkcjonalności realizowane jest poprzez odpowiednie wykorzystanie gotowych modułów programowych, np. zabezpieczeń nadprądowych, podnapięciowych, różnicowoprądowych itd. Ważne jest to, że przekaźnik spełnia również inne funkcje: realizuje sterowania łącznikami, odwzorowuje położenie, konwertuje sygnały binarne i pomiary analogowe na wartości cyfrowe. Wprowadzenie do przekaźnika danych w formie cyfrowej otwiera wiele możliwości ich wykorzystania, np. realizację rejestratora zakłóceń.

Ciekawie zaczyna się robić jeżeli pomyślimy o funkcjach oraz blokadach międzypolowych. Klasyczne rozwiązania "drutowe" zastąpiono przekazywanie sygnałów poprzez sieć ethernet oczywiście zapewniając zachowanie odpowiednich czasów działania. Wybrane sygnały są przekazywane pomiędzy polami w celu realizacji na przykład funkcji LRW (Lokalnej Rezerwy Wyłącznikowej) czy blokowania ZS (Zabezpieczenia Szyn) podczas rozruchu jednego z napędów. Jeszcze raz zwrócę uwagę, sygnały te są przekazywane w formie transmisji danych pomiędzy przekaźnikami.

W tym momencie należy wspomnieć o ważnej normie IEC 61850. Norma ta standaryzuje rozwiązania komunikacyjne w wymianie informacji w układach elektroenergetycznych. Standard jest złożonym dokumentem, który definiuje nie tylko komunikację ale również modele danych. Pozwala to na wzajemną współpracę urządzeń różnych producentów. Wcześniejsze rozwiązania opierały się na rozwiązaniach producentów zabezpieczeń. Upraszczając problem można stwierdzić, że zastosowanie standardu IEC 61850 całkowicie porządkuje realizację komunikacji nie tylko z powodu czysto technicznej wymiany danych w sieci, ale również narzucając sposób organizacji danych tak aby było on dostosowany do realizowanych funkcji elektrycznych.

Według mnie temat ten jest bardzo interesujący, również od strony elektrycznej. Warto wiedzieć w jaki sposób realizowane są funkcje zabezpieczeniowe i jak duże znaczenie odgrywa poprawność i niezawodność komunikacji w tych układach.

Opisane powyżej rozwiązanie jest powszechnie stosowany. Zmiany nie zatrzymują się jednak na tym etapie, komunikacja jest przenoszona jeszcze bliżej procesu. Obecnie urządzenia pierwotne, takie jak np. przekładniki są wyposażone w możliwość udostępniania danych w formie cyfrowej. Oznacza to, że wyeliminowano analogowy obwód pomiarowy np. pomiędzy przekładnikiem prądowym a zabezpieczeniem nadprądowym. Dane w formie cyfrowych próbek pomiarowych są przekazywane z przekładnika do zabezpieczenia. I jak zapewne każdy Elektryk sobie wyobraża wymagania dla komunikacji nadal rosną. Na tych danych działa np. zabezpieczenie różnicowe!

Jeżeli realizujemy wszystkie kroki - wraz z przekazywanie danych pomiarowych od urządzeń pierwotnych - mówimy, że mamy "Stację Cyfrową". Nie wszyscy producenci z branży mogą zaoferować takie kompleksowe rozwiązanie. W Polsce pracuje tylko jedna cyfrowa stacja, zrealizowana w oparciu o wiedzę firmy ABB.

Przepraszam za tak pobieżne potraktowanie tematu, ale chciałem się tylko podzielić tym, czym ostatnio się zajmuję. Jeżeli będą pytania postaram się przybliżyć konkretne zagadnienia techniczne. Z mojego punktu widzenia możliwa jest analiza budowy całego obiektu od ogółu do szczegółu. W systemie SCADA mamy obraz całego obiektu energetycznego (np. Elektrowni) i poprzez: rozdzielnię, pole, przekaźniki zabezpieczające i jego funkcję czy sygnał docieram do wybranego, fizycznego zacisku.

Jacek Gońka
Nie masz wymaganych uprawnień, aby zobaczyć pliki załączone do tego posta.
Jacek Gońka (Admin)
EnergoTools jest operatorem ISE.pl - aby być Elektrykiem oraz Eltarg.PL - rynek elektrotechniki
Więcej informacji o mnie...



Post autor: sklep dla Elektryków » teraz

Wyjątkowa promocja
 

DesignMaintenance
Rozmówca
Rozmówca
Posty: 3
Rejestracja: czw lis 29, 2018 11:32

IEC 61850 - garść wrażeń z uruchomienia dużego obiektu energetycznego

Post autor: DesignMaintenance » czw lis 29, 2018 12:44

W tym miejscu spotykają się dwie specjalności zawodowe: elektrycy i specjaliści od komunikacji i systemów nadzoru i sterowania (SSiN). I spotykają się z różnym skutkiem..
Zaprojektowałem kilka lat temu i uczestniczyłem w uruchomieniu stacji 110/SN z wykorzystaniem protokołu IEC61850. W protokole tym m. in. stworzyliśmy rozproszone systemy ZS i LRW dla stacji (rozwiązanie dopuszczalne dla stacji w układach H) a także sygnały sygnalizacji centralnej. I mam odczucia ambiwalentne.
W czasie uruchomienia w całej pełni okazało się, że prawie nie ma (także u producentów zabezpieczeń) ludzi którzy dobrze znają protokół i jednocześnie dobrze znają się na zabezpieczeniach. Ponadto w każdym typie zabezpieczenia (wszystkie zabezpieczenia pochodziły od jednego producenta - jeden ze znanych na rynku koncernów) konfiguracja protokołu wygląda inaczej. W związku z powyższym konfiguracja IEC61850 w połączeniu z SSiN była długa i denerwująca. Dodatkowo swoje wymagania i protokoły (oczywiście odmienne) narzuca operator systemu dystrybucyjnego (OSD) w zakresie telemechaniki. Wszystko to ze sobą trzeba skomunikować.
Ponadto widzę jeden zasadniczy problem eksploatacyjny. Przy sastosowaniu komunikacji w IEC 61850 urządzenia przestają być prosto wymienne, nawet po wprowadzeniu wszystkich nastawień takich samych jak w urządzeniu zastępowanym. Konieczne jest każdorazowe "wkonfigurowanie" urządzenia w system, a co za tym idzie - przeprowadzenie testów stacyjnych potwierdzających prawidłowość tego "wkonfigurowania" - co na żywym obiekcie WN jest bardzo ryzykowne bez wyłączenia stacji. Ponadto, zwłaszcza u odbiorców, brak jest ludzi posiadających odpowiednie kwalifikacje aby to nadzorować.
Wreszcie "Klasyczny " układ sterowania udokumentowany jest projektem, który pokazuje wszystkie połączenia drutowe. Pozostałe istotne parametry mieszczą się w nastawieniach parametrów przekaźników, z którymi zabezpieczeniowcy świetnie sobie radzą.
W przypadku sterowania po protokole takich dokumentacji nie ma i nie wiadomo kto miałby je sporządzić. Projektant elektryk najczęściej tego nie robi, informatycy odpowiedzialni za komunikację też nie, a nawet przymuszeni - wydają z siebie dokumenty niestrawne dla elektryków. W efekcie, jeśli rozruch został wykonany dobrze i dopóki nic złego się nie dzieje - jest O.K., ale jeśli coś zacznie się dziać niedobrego - np. uszkodzenie jakiegoś zabezpieczenia lub switcha albo też nastąpi nieprawidłowa sekwencja działania funkcji objętych protokołem - nie wiadomo jako to powinno działać bo brak jest pełnej, czytelnej dokumentacji! A jak każdy praktyk wie, nawet wykonawca w pół roku po uruchomieniu nie pamięta już za dobrze co zrobił.
Podam przykład ilustrujący problem.
Na etapie uruchomienia, mimo że sami jesteśmy doświadczonymi zabezpieczeniowcami, podnajęliśmy zaprzyjaźnioną firmę ekspercką, realizującą usługi w obszarze zabezpieczeń WN w PSE i w wielu OSD a także za granicą do wykonania testów naszych automatyk zrealizowanych w IEC61850. Program testów opracowaliśmy wspólnie, do ich wykonania zostało użytych kilka sprzężonych testerów OMICRON. Testy trwały kilkanaście godzin i zakończyły się pozytywnie.
Parę miesięcy po uruchomieniu stacji nastąpiło zwarcie na jednej z zasilających linii. W jego efekcie - zamiast zabezpieczeń liniowych - zadziałała nam automatyka LRW. Ja - będąc autorem projektu i koncepcji automatyk stacyjnych a także aktywnym uczestnikiem rozruchu - potrzebowałem kilku dni żeby ustalić przyczynę (którą było przyłączenie sygnału zadziałania jednego z zabezpieczeń zamiast sygnału jego pobudzenia do aktywacji funkcji LRW w protokole). Miałem do dyspozycji doskonale mi znany projekt (który sam zrobiłem) a także mapę
sygnałów IEC61850 jaką zrobiliśmy na własny użytek na etapie testów, a ponadto od uruchomienia stacji minęło raptem kilka miesięcy.
Podsumowując - temat obecnie bardzo modny i wdzięczny do opisów marketingowych - niesie niewątpliwie duży potencjał, ale wiąże się także z całkiem niemałymi zagrożeniami.
Dodam, że zarówno w PSE jak i u operatorów SD specjaliści - zabezpieczeniowcy podchodzą do tego z dużą rezerwą.
Przy wejściu w tą technologię trzeba by wypracować jakieś zasady dokumentacji systemów komunikacji, które pozwolą na stworzenia dokumentów i procedur zrozumiałych dla służb technicznych odpowiedzialnych za eksploatację a nie tylko dla specjalistów od komunikacji.

Awatar użytkownika
EnergoTools
Administrator forum
Administrator forum
Posty: 891
Rejestracja: sob kwie 03, 1999 14:00
Lokalizacja: Kraków
Kontakt:

IEC 61850 - garść wrażeń z uruchomienia dużego obiektu energetycznego

Post autor: EnergoTools » ndz gru 02, 2018 19:21

Witam,

Cieszę się z wypowiedzi Kolegi DesignMaintenance i dziękuję za swoje spostrzeżenia oraz zastrzeżenia.

Potwierdzam różny poziom wiedzy na ten temat u wszystkich, którzy są zaangażowani w proces uruchomienia. Myślę jednak, że ta bywa w wielu dziedzinach. Problemy z tym związane czasami daje się rozwiązać, wymaga to jednak więcej czasu na uruchomienie. Gorzej jeżeli do tej grupy należy projektant.

IEC 61850 jest/staje nie tylko modny, ale praktyczny. Standard jest dostępny od prawie 15 lat i uczestniczę w uruchomieniu nowego obiektu energetycznego, gdzie postawiono wymóg aby cała komunikacja w układach elektrycznych była z wykorzystaniem tego protokołu. Podczas integracji komunikacji w systemie SCADA z bardzo wieloma różnymi producentami można zauważyć różnice w sposobie oraz jakości realizacji zwłaszcza modelu danych. Już na pierwszy rzut oka widać, że wymiana tylko tego jednego urządzenia na nowszy model, a może innego producenta będzie praktycznie niemożliwy.

Z dokumentowaniem realizacji funkcji jest dokładnie tak jak Kolega napisał. Odniosłem wrażenie, że niektórzy producenci dostosowali swoje "klasyczne" zabezpieczenia tylko do komunikacji według nowej normy. Działa to wszystko na zasadzie "przystawki", bo jak inaczej nazwać udostępnianie kilkudziesięciu sygnałów jako kolejny numery funkcji GGIO. Są jednak rozwiązania, gdzie zmieniono całe podejście i narzędzia/programy do konfiguracji już pracują w filozofii IEC 61850. Projekt konfiguracji zabezpieczeń obejmuje całą stację a wydruk dokumentacji jest kompletny a nawet czytelny dla wielu.

Podczas testów czy eksploatacji wiemy, że jak "wypniemy drut" lub zrobimy mostek co to oznacza dla pomiaru czy sygnału binarnego. Jak "odstawimy" funkcję programowo lub wyłączymy wysyłanie sygnału goose, to "podchodzimy do tego z dużą rezerwą". Taka technologia, że nie ma "widocznej" przerwy w obwodzie :)

Praktyka nie zawsze jest taka, jaką wyobrażają sobie twórcy normy. Prawda, jest taka, że najwięksi (i nie tylko) producenci aparatury zaszli już bardzo daleko. Zaangażowali w to duże środki i zapewne to rozwiązanie będzie wyznaczało kierunek realizacji systemów energetycznych (cały czas mówimy o tzw. obwodach wtórnych).

Firmy energetyczne posiadają swoje standardy na realizację poszczególnych układów i w tym zakresie nie będzie inaczej. Myślę, że warto poznawać zagadnienie a na pewno mieć rozeznanie w ogólnym podejściu standardu.

Nie piszę powyższych treści w celach marketingowych. Po prostu uczestniczę w realizacji takich projektów i jestem pasjonatem rozwiązań kompleksowych, a takim wydaje się wyżej wymieniona koncepcja według IEC 61850.

Z poważaniem,
Jacek (admin)

PS: Całe rozwiązanie wydaje się być bardzo skomplikowane a wiedza trudno dostępna (niestety to jest prawda) ale zachęcam do udziału w dyskusji.
Jacek Gońka (Admin)
EnergoTools jest operatorem ISE.pl - aby być Elektrykiem oraz Eltarg.PL - rynek elektrotechniki
Więcej informacji o mnie...

Awatar użytkownika
Bonius
Ekspert
Ekspert
Posty: 1153
Rejestracja: sob lut 26, 2005 13:27
Lokalizacja: Lublin

IEC 61850 - garść wrażeń z uruchomienia dużego obiektu energetycznego

Post autor: Bonius » wt kwie 16, 2019 12:44

Witam
DesignMaintenance pisze:
czw lis 29, 2018 12:44
W tym miejscu spotykają się dwie specjalności zawodowe: elektrycy i specjaliści od komunikacji i systemów nadzoru i sterowania (SSiN). I spotykają się z różnym skutkiem..
DesignMaintenance pisze:
czw lis 29, 2018 12:44
Przy wejściu w tą technologię trzeba by wypracować jakieś zasady dokumentacji systemów komunikacji, które pozwolą na stworzenia dokumentów i procedur zrozumiałych dla służb technicznych odpowiedzialnych za eksploatację a nie tylko dla specjalistów od komunikacji.

Niestety dzisiaj specjalność elektroenergetyk nie jest wystarczająca dla poprawnego zaprojektowania wykonania i eksploatowania stacji, w których komunikacja i automatyka realizowana jest zgodnie ze standardami normy IEC 61850.

Niestety moja wiedza jako elektroenergetyka jest dość nikła w temacie normy IEC 61850, jednak jeśli chciałbym ze spokojem patrzeć w przyszłość uważam, że koniczne jest jej poznanie i stosowanie.

Dzisiaj zaprojektowanie stacji wymaga zarówno wiedzy z dziedziny energetyki jak i szeroko rozumianej informatyki, której jak moje doświadczenie pokazuje oczekuje się od projektanta branży energetycznej.

Moje podejście w chwili obecnej jest takie aby poza wiedzą czysto energetyczną mieć wiedzę informatyczną w takim minimalnym zakresie aby móc skoordynować moje działania z działaniami specjalistów z innych dziedzin w tym przypadku dziedziny informatycznej.

Niestety na spotkania robocze nie idzie cały sztab, ale często sam projektant koordynujący prace i musi on mieć podstawową wiedzę oprócz swojej branży na temat:
- konfiguracji zabezpieczeń (oczywiście można by dyskutować, że to przecież branża energetyczna ja jednak dla potrzeb dyskusji ją wydzielę z czystej energetyki),
- zasad tworzenia sieci ethernet/intranet,
- zasad konfiguracji sieci ethernet/intranet,
- tworzenia sieci VLAN i routingu,
- doboru urządzeń sieciowych pod kątem zgodności z wymaganiami normy IEC 61850,
- synchronizacji czasu,
- protokołów sieciowych,
- ścian ogniowych,
- itd.
Oczywiście wykracza to poza normę 61850 ale chyba są to sprawy sprawy bardzo pokrewne.
Jako elektroenergetykowi troszkę ciężko mi to wszystko opanować, ale nie mówię nie.

Posty Kolegów skłoniły mnie do przedstawienia prośby o udzielenie wskazówek czy też podzielenie się wiedzą w tematach:
1. Na co zwracać uwagę przy doborze urządzeń sieciowych (LAN) w szczególności do pracy w układzie PRP lub HSR. Producenci piszą czasami o zgodności swoich urządzeń z normą IEC 61850, ale poza tym parametry pozostają takie same jak dla urządzeń bez oznaczenia takiej zgodności tylko cena urządzeń „zgodnych” z normą IEC 61850 jest sporo wyższa.
2. Jak dokumentować w projekcie działanie automatyk w oparciu o sygnału GOOSE np. LRW czy ZS.
3. Jak dokumentować modele logiczne urządzeń (dzisiaj tego w projektach nie widziałem, ale moim zdaniem to element projektu).

I to tyle na początek. Zobaczymy czy ktoś pociągnie temat.

Dodatkowo dodam, że nie zajmuję się sieciami WN, a norma IEC 61850 interesuje mnie w zakresie stosowania w stacjach rozdzielczych SN (nie od razu Rzym zbudowano) i to w zakresie szyny stacyjnej.
Dodaję to aby rozmówcy wiedzieli z kim rozmawiają, ale oczywiście chętnie przeczytam każdą wypowiedź w tym temacie.
Pozdrawiam :)
Bonius
"Każde twierdzenie filozofa daje się zbić z taką samą łatwością, z jaką można go dowieść, nie wykluczając powyższego twierdzenia"
Pitagoras (ok. 572 - 497 p.n.e)

Awatar użytkownika
EnergoTools
Administrator forum
Administrator forum
Posty: 891
Rejestracja: sob kwie 03, 1999 14:00
Lokalizacja: Kraków
Kontakt:

IEC 61850 - garść wrażeń z uruchomienia dużego obiektu energetycznego

Post autor: EnergoTools » pt kwie 19, 2019 11:26

Witam,

Osobiście testowałem komunikacje na sprzęcie firm : ABB, Siemens, GE, CISCO, Moxa, Ruggedcom. Wszystkie posiadają zapewnienie producenta, że są zgodne z wymaganiami normy i faktycznie nie są tanie. Takie podejście jednak zdejmuje z nas odpowiedzialność i konieczność udowodnienia, że problem nie leży po stronie swicha. Zwykle producentem każdego elementu układu jest ktoś inny, w zależności od skomplikowania układu są to: zabezpieczenie, światłowód, switch, komputer, router, firewall, itd.

Można sobie wyobrazić sytuację, w prostej komunikacji na rozdzielni SN, gdzie np. nie ma sygnałów goose czy smv, tylko mms zwykły switch domowy (lub przemysłowy z wymaganiami środowiskowymi takimi jak temperatura pracy, zasilania, itp.) switch dałby radę :) ale klient przecież może chcieć rozbudować układ i wtedy może się okazać, że ktoś zrobił/zaprojektował niezgodnie ze standardem. Szczerze powiedziawszy nie znam dokładnie sposobu certyfikacji.

Specyfika wykorzystania komunikacji tcp/ip do przekazywania sygnałów wyłączających narzuca zagwarantowanie czasów nawet do 3 ms. Drugim parametrem jest ilość przekazywanych danych, czyli wymagana jest odpowiednia wydajność sieci. Jest jeszcze wymóg odpowiedniej odporności na zakłócenia elektromagnetyczne. Spełnienie tych wymagań wymusza wiele funkcji, które powinien mieć switch to realizujący. Nie wymienię tutaj wszystkich, może jeszcze diagnostyka, zwłaszcza działania portów optycznych (bo zwykle skrętka miedziana jest zastąpiona światłowodami) z obsługą protokołu umożliwiającym raportowania uszkodzeń.
iec-61850-czasy-transmisji-dla-funkcji.jpg
Tak jest gdy wykorzystujemy wszystkie możliwości a co za tym idzie wymagania standardu. Pozostaje pytanie, czy można zaprojektować sieć, która realizuje tylko niektóre z nich. Na przykład projekt funkcji elektrycznych realizuje pomiary i sterowania dla systemu SCADA i przesyła sygnały goose w celu realizacji blokad, a nie przesyłamy sygnałów wyłączających. Myślę, że to możliwe. Na rozdzielniach SN zdarzają się również układy realizowane na skrętkach miedzianych.

Postaram się odnieść również do pozostałych kwestii, ale zwykle nie konfigurują przekaźników.

Pozdrawiam,
Jacek.
Nie masz wymaganych uprawnień, aby zobaczyć pliki załączone do tego posta.
Jacek Gońka (Admin)
EnergoTools jest operatorem ISE.pl - aby być Elektrykiem oraz Eltarg.PL - rynek elektrotechniki
Więcej informacji o mnie...

ODPOWIEDZ