Standard IEC 61850 a transmisja danych – część 1 

Wprowadzenie 

Sektor energetyczny rozwija się gwałtownie a wymagania dotyczące niezawodności rosną. Standard IEC 61850 jest odpowiedzią na te wyzwania, definiując zasady projektowania, komunikacji i modelowania danych w takich systemach. W artykule przedstawiamy najważniejsze aspekty standardu z perspektywy komunikacji stacyjnej. 

---

Stacje elektroenergetyczne 

Słowem wstępu warto wspomnieć o warunkach środowiskowych występujących w energetyce zawodowej. Stacje elektroenergetyczne są narażone na szereg czynników zakłócających transmisję danych. Są to m.in. wysokie napięcia i prądy generujące silne pola elektromagnetyczne, co powoduje zakłócenia elektromagnetyczne (EMC).  

Dodatkowo, urządzenia w tych stacjach muszą funkcjonować w wymagających warunkach środowiskowych, takich jak:  

• skrajne temperatury,  

• wysoka wilgotność,  

• wibracje i wstrząsy.  

Wymagania dotyczące niezawodności są wysokie, ponieważ systemy krytyczne (np. bezpieczeństwa i sterowania) wymagają bezprzerwowej komunikacji. 

Współczesne stacje elektroenergetyczne składają się często z urządzeń różnych producentów, korzystających z odmiennych protokołów komunikacyjnych oraz modeli danych. Różnorodność ta staje się więc wyzwaniem szczególnie pod kątem integracji, utrzymania oraz zarządzania systemami. 

---

Standard IEC 61850 

Naprzeciw tym wyzwaniom napotykanym w stacjach energetycznych wyszła Międzynarodowa Komisja Elektrotechniczna (IEC, ang. International Electrotechnical Commission) tworząc standard IEC 61850. Definiuje on wymagania dla systemów automatyki stacyjnej. Obejmuje m.in. zasady:  

• projektowania i modelowanie danych,  

• strukturę dokumentacji, 

• wytyczne nt. komunikacji wewnątrz stacji.

Głównym celem standardu było zwiększenie niezawodności systemów elektroenergetycznego poprzez zminimalizowanie liczby przestojów, usterek oraz zwiększenie bezpieczeństwa. W tym celu zaczęto tworzyć zasady, które zapewniają interoperacyjność między urządzeniami różnych producentów. W praktyce oznacza to swobodę współdziałania rozwiązań różnych producentów w obrębie stacji wraz z komunikacją. Ułatwia to również procesy rozbudowy i modernizacji automatyki stacyjnej i wyjście poza zamknięty ekosystem od jednego dostawcy.  
 

Struktura standardu IEC 61850 z podziałem na poszczególne części. 

---

Wymagania środowiskowe - IEC 61850-3 oraz IEEE 1613 

Szukając urządzeń sieciowych gotowych do pracy w stacjach najczęściej natykamy się na standardy IEC 61850-3 oraz IEEE 1613. IEC 61850-3 jest częścią kompleksowego standardu IEC 61850 obejmującego wiele aspektów komunikacji i automatyki. Natomiast IEEE 1613 jest skupiona na środowiskowych wymaganiach sprzętowych. Chociaż oba standardy dotyczą wymagań środowiskowych, mogą mieć różne specyfikacje techniczne, procedury testowe i kryteria akceptacji. 

Niemniej oba precyzują wymagania dla urządzeń komunikacyjnych w zakresie niezawodności i odporności na warunki środowiskowe.  
 
Mówimy tu o: 

• odporności elektromagnetyczną (EMC), 

• zakresie temperatury pracy oraz wilgotności, 

• wibracjach i wstrząsach mechaniczne, 

• odporności na kurz i zanieczyszczenia. 

Oba standardy wprowadza klasyfikację urządzeń na klasę 1 i 2, gdzie klasa 2 jest tą „wyższą” - wymaga ona pełnej funkcjonalności nawet podczas wystąpienia zakłóceń. Dodatkowo IEEE 1613 określa również procedury testowania i certyfikacji, wymagając, aby urządzenia przechodziły te procesy w niezależnych laboratoriach. 

Modułowy przełączniki Rack – PT-G7728 z certyfikatem IEC 61850-3, IEEE 1613 

---

Transmisji danych w IEC 61850 

IEC 61850 skupia również na określeniu wymagań komunikacyjnych dla funkcji oraz modeli urządzeń stosowanych w automatyce stacyjnej. Wprowadza on model komunikacji zorientowanej obiektowo, w którym każdy element systemu jest modelowany jako obiekt z określonymi funkcjami i właściwościami. Architektura systemu automatyki stacyjnej została podzielona na 3 części: 

• warstwa stacyjna – SCADA, systemy nadzoru, stacja operatorskie,  

• warstwa zabezpieczeń – kontrolery (IED), zabezpieczenia pól, 

• warszawa procesowa – wyłączniki szynowe, aparatura pomiarowa 

Komunikacja pomiędzy wymieniony warstwami odbywa poprzez szyny komunikacyjne: 

• szyna stacyjna – komunikacja pomiędzy warstwą stacyjną a zabezpieczeń, 

• szyna procesowa- komunikacja pomiędzy warstwą zabezpieczeń a warstwą procesową. 

IEC 61850 wprowadza nowe typy danych i usługi komunikacyjne, takie jak GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) czy SV (Sampled Values), które umożliwiają szybką i niezawodną wymianę informacji. Istotnym aspektem z punktu widzenia komunikacji jest przejście w kierunku standardu Ethernet oraz stosowanie topologii sieciowych znanych z tego standardu, jak np. topologia pierścienia (Ringu).  

Architektura automatyki stacyjnej w standardzie IEC 61850. 

---

Kluczowe protokoły 

W tym miejscu omówmy protokoły wprowadzane przez IEC 61850. 

GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) to protokół umożliwiający szybką wymianę informacji o zdarzeniach między urządzeniami w stacji elektroenergetycznej. Działa na zasadzie modelu publikacji/subskrypcji: urządzenie generujące zdarzenie publikuje komunikat, a inne urządzenia nasłuchują i reagują zgodnie z zaprogramowaną logiką. 

W tym miejscu warto wspomnieć o urządzeniach określonych jako “IED”, czyli zaawansowane jednostki sterujące, które integrują funkcje pomiarowe, sterujące i zabezpieczeniowe. 

Zastosowania i korzyści: 

• Komunikacja sterowników z zabezpieczeniami: szybkie wyłączanie obwodów w przypadku wykrycia zwarcia lub przeciążenia 

• Komunikacja pomiędzy IED: komunikacja pomiędzy urządzeniami IED 

Transmisja odbywa się poprzez adresy multicastowe, co pozwala na jednoczesne odbieranie komunikatów przez wiele urządzeń bez konieczności ustanawiania indywidualnych połączeń. GOOSE stosuje mechanizmy niezawodności, takie jak powtarzanie komunikatów z malejącą częstotliwością oraz użycie numerów sekwencyjnych, co zwiększa skuteczność dostarczania informacji. 

Korzyści z wykorzystania GOOSE obejmują szybki czas reakcji, redukcję okablowania oraz elastyczność konfiguracji systemu. 

SV (Sampled Values) umożliwia przesyłanie próbkowanych danych pomiarowych (prądu i napięcia) w czasie rzeczywistym. Sygnały analogowe są przekształcane na cyfrowe z wysoką częstotliwością próbkowania i przesyłane przez sieć Ethernet. Synchronizacja czasu za pomocą protokołu PTP, o której powiem w dalszej części artykułu, zapewnia, że wszystkie urządzenia odbierają i przetwarzają dane jednocześnie. 

Integracja z IEC 61850 poprzez model danych umożliwia współpracę urządzeń różnych producentów. SV jest stosowany w: 

• cyfrowych przekładnikach prądowych i napięciowych do eliminacji tradycyjnych połączeń miedzianych, 

• systemach zabezpieczeń oraz monitorowania jakości sieci, które wymagają precyzyjnych i zsynchronizowanych danych. 

Korzyści z wykorzystania SV to:  

• wysoka precyzja pomiarów,  

• redukcja kosztów związana z mniejszym zapotrzebowaniem na okablowanie i konserwację. 

MMS (Manufacturing Message Specification) to ustandaryzowany system przesyłania wiadomości służący do wymiany danych w czasie rzeczywistym i informacji o kontroli nadzorczej między urządzeniami sieciowymi i/lub aplikacjami komputerowymi. W kontekście standardu IEC 61850, MMS pełni kluczową rolę jako protokół warstwy aplikacji, umożliwiający komunikację między inteligentnymi urządzeniami elektronicznymi (IED) a systemami nadrzędnymi, takimi jak SCADA. 

W stacjach elektroenergetycznych wiele urządzeń wykorzystuje protokół MMS do komunikacji z systemem SCADA. Do najważniejszych z nich należą m.in: 

• urządzenia infrastruktury sieciowej, np. przełączniki 

• sterowniki zabezpieczeń, które monitorują parametry sieci i reagują na nieprawidłowości, zapewniając ochronę przed przeciążeniami czy zwarciami. 

W przypadkach, w których urządzenia istniejące w stacjach nie wspierają protokołu MMS istnieją rozwiązania pozwalające na integrację z tym systemem – np. gateway Moxa MGate 5119.  

Zastosowanie protokołów MMS, GOOSE, SV w automatyce stacyjnej.  

---

Monitorowanie i zarządzanie automatyką stacyjną  

Omawiając aspekty komunikacyjne warto wspomnieć o możliwościach monitorowania pakietów protokołów IEC 61850, co nie są wspierane przez każde oprogramowanie NMS dostępne na rynku. Oprogramowanie MXview One od Moxa jest przeznaczone do monitorowania i diagnozowania urządzeń sieciowych w sieciach przemysłowych. MXview One zapewnia zintegrowaną platformę zarządzania, która może wykrywać urządzenia sieciowe i urządzenia SNMP/IP zainstalowane w podsieciach. Wszystkimi wybranymi komponentami sieciowymi można zarządzać za pośrednictwem przeglądarki internetowej z lokalnej lokalizacji lub poprzez zdalny dostęp. 

Ponadto MXview One obsługuje opcjonalne moduł Power, który zapewnia dodatkowe zaawansowane funkcje do monitorowania i zarządzania komunikacją podstacji opartą na IEC 61850. 

 

---

Synchronizacja czasu w IEC 61850 - PTP 

W systemach elektroenergetycznych precyzyjna synchronizacja czasu jest kluczowa z kilku powodów.  
 
Po pierwsze, umożliwia dokładną rejestrację zdarzeń, co jest niezbędne do analizy i diagnozowania ewentualnych awarii czy zakłóceń w sieci.  
 
Po drugie, pozwala na koordynację działań między różnymi urządzeniami, takimi jak przekaźniki ochronne, sterowniki czy urządzenia pomiarowe. Dzięki temu system może reagować szybko i skutecznie na zmiany w sieci, zapewniając jej stabilność i bezpieczeństwo. Po trzecie, precyzyjna synchronizacja czasu umożliwia analizę danych pochodzących z różnych źródeł, co jest istotne dla optymalizacji pracy sieci oraz planowania jej rozwoju. 

W tabeli przedstawiono różne metody synchronizacji czasu w urządzeniach automatyki stacyjnej. W naszym wpisie skupimy się na protokole PTP. 

 

Systemy synchronizacji czasu spotykane w energetyce. 

Protokół PTP (Precision Time Protocol) został zaprojektowany, aby umożliwić synchronizację zegarów urządzeń sieciowych z wysoką precyzją. 

Osiąga on wysoką precyzję synchronizacji poprzez zastosowanie kilku kluczowych mechanizmów. Pierwszym z nich jest hierarchiczna struktura zegarów nadrzędnych i podrzędnych. W tej strukturze zegar nadrzędny (master clock) o najwyższej dokładności pełni rolę wzorca czasu dla całej sieci, a pozostałe urządzenia (slave clocks) synchronizują swoje zegary zgodnie z sygnałem otrzymywanym od zegara nadrzędnego. 

Protokół PTP może być zaimplementowany w urządzeniach programowo tzw. Software-based lub sprzętowo tzw. hardware-based.  

 
W implementacjach programowych (software-based) obsługa protokołu PTP realizowana jest przez jednostkę CPU urządzenia przy użyciu standardowych interfejsów sieciowych. Znaczniki czasowe są generowane przez oprogramowanie podczas przetwarzania pakietów sieciowych. Zaletą tego podejścia jest niższy koszt wdrożenia, natomiast wadami ograniczona precyzja synchronizacji oraz dodatkowe obciążenie CPU.  

Implementacje sprzętowe (hardware-based) wykorzystują dedykowane układy elektroniczne do obsługi protokołu PTP. Znaczniki czasowe są generowane bezpośrednio na poziomie interfejsu sieciowego, co minimalizuje wpływ opóźnień związanych z przetwarzaniem przez procesor. Do zalet tego podejście zaliczamy wysoką precyzję synchronizacji oraz niskie opóźnienia.  

---

Podsumowanie 

W tym wpisie poruszyliśmy kilka aspektów związanych ze standardem IEC 61850. Zapraszam do śledzenia naszego Centrum wiedzy. Już wkrótce pojawi się druga część artykułu.  
 
A już teraz w razie pytań zapraszam do kontaktu: 
moxa@elmark.com.pl