IEC 61850 w stacjach energetycznych – sieć, czas i komputery

Co to jest IEC 61850?

IEC 61850 to seria norm dotyczących komunikacji w automatyce elektroenergetycznej. Powstała z myślą o stacjach elektroenergetycznych, ale dziś stosuje się ją także w energetyce wiatrowej, wodnej i słonecznej. Chodzi o to, aby zabezpieczenia, urządzenia sterujące i liczniki różnych producentów mogły się ze sobą komunikować bez indywidualnych adaptacji.

Każde urządzenie, czyli IED (Intelligent Electronic Device), jest opisane standardowym modelem danych. Wyłącznik nazywa się XCBR, a funkcja zabezpieczenia nadprądowego PTOC – niezależnie od producenta. Całą stację konfiguruje się plikami w języku SCL (IEC 61850-6). Dzięki temu można wymieniać lub dodawać urządzenia bez zaczynania od nowa.

Magistrala stacyjna, magistrala procesowa i protokoły

Stacja zgodna z IEC 61850 jest podzielona na trzy poziomy. Magistrala stacyjna łączy komputery stacyjne i bramy z zabezpieczeniami i sterowaniem w każdym polu. Magistrala procesowa łączy pola z urządzeniami pierwotnymi, gdzie jednostki łączące (merging units) zamieniają prąd i napięcie z przekładników na wartości cyfrowe.

GOOSE i Sampled Values są wysyłane jako multicast bezpośrednio w Ethernecie. Każda jednostka łącząca wysyła tysiące komunikatów Sampled Values na sekundę. Switche muszą więc nadawać ruchowi priorytety i filtrować multicast za pomocą VLAN, w przeciwnym razie pomiary mogą zalać sieć.

Wymagania wobec switchy: IEC 61850-3 i IEEE 1613

W stacji elektroenergetycznej elektronika jest narażona na silne pola elektromagnetyczne podczas pracy wyłączników i odłączników, na przepięcia i na duże wahania temperatury. Zwykły switch przemysłowy rzadko wystarcza.

IEC 61850-3 określa ogólne wymagania dla urządzeń stacyjnych: klimatyczne, mechaniczne, bezpieczeństwa produktu i EMC zgodnie z IEC 61000-6-5 i IEC 60255. Północnoamerykańska norma IEEE 1613 ma dwie klasy. W klasie 1 komunikacja może zostać zakłócona podczas testów EMC, o ile potem się przywraca. W klasie 2 nie może zostać przerwana ani obarczona błędami. IEEE 1613 nie dopuszcza wentylatorów.

• Konstrukcja bez wentylatora i szeroki zakres temperatur.
• Redundantne zasilanie, często z baterii stacyjnej.
• Obsługa PRP lub HSR oraz sprzętowego PTP.
• VLAN, priorytetyzacja i filtrowanie multicastu dla GOOSE i Sampled Values.
• Porty światłowodowe do długich odcinków i separacji galwanicznej.

Redundancja i synchronizacja czasu: PRP, HSR i PTP

Popularne protokoły redundancji, takie jak RSTP, potrzebują czasu na znalezienie nowej ścieżki po awarii łącza. Dla zabezpieczeń i Sampled Values to za wolno. IEC 62439-3 definiuje dwa protokoły z zerowym czasem przełączenia. W PRP każde urządzenie jest podłączone do dwóch całkowicie niezależnych sieci i wysyła każdą ramkę przez obie. Odbiorca wykorzystuje pierwszą, a duplikat odrzuca. W HSR urządzenia tworzą pierścień i wysyłają każdą ramkę w obu kierunkach. Urządzenia z jednym portem podłącza się przez RedBox.

Sampled Values i rejestry zdarzeń wymagają wspólnego, dokładnego czasu. IEC/IEEE 61850-9-3 to profil PTP (IEEE 1588) dla energetyki. Zakłada dokładność lepszą niż 1 µs po przejściu przez maksymalnie 15 switchy, co wymaga switchy ze sprzętowym PTP. Czas pochodzi z zegara wzorcowego (grandmaster) z odbiornikiem GNSS. Warto wybrać zegar, który utrzymuje czas podczas przerw w sygnale GNSS i jest odporny na zagłuszanie i spoofing.

Komputery i cyberbezpieczeństwo w stacji

W stacji często pracuje komputer stacyjny z ekranem operatora, brama do systemu SCADA operatora sieci i komputer inżynierski. Jeśli komputer ma stać w samej stacji, należy wymagać badań według IEC 61850-3 lub IEEE 1613, redundantnego zasilania DC i kart sieciowych z PRP. W osobnej sterowni często wystarczy przemysłowy komputer rack.

Cyfrowa stacja elektroenergetyczna jest również celem ataków. IEC 62351 obejmuje bezpieczeństwo protokołów: części 3 i 4 dotyczą TLS i MMS, część 6 – GOOSE i Sampled Values, część 8 – dostępu opartego na rolach, a część 9 – zarządzania kluczami. IEC 62443 zapewnia ramy w postaci stref, kanałów i poziomów bezpieczeństwa. W praktyce zaczyna się od segmentacji, firewalla na styku z siecią zewnętrzną i bezpiecznego dostępu zdalnego. Wymagania cyberbezpieczeństwa wobec operatorów sieci stawia także dyrektywa NIS2.

Gdzie stosuje się IEC 61850?

• Przesył i dystrybucja – nowe i modernizowane stacje elektroenergetyczne.
• Odnawialne źródła energii – stacje zbiorcze farm wiatrowych i fotowoltaicznych oraz magazyny energii.
• Energetyka wodna – sterowanie elektrownią i hydrozespołami.
• Przemysł i infrastruktura – zakładowe sieci średniego napięcia w przemyśle procesowym, kopalniach i centrach danych.
• Kolej – podstacje trakcyjne.

Pięć pułapek

1. Zwykłe switche w stacji. Bez badań według IEC 61850-3 lub IEEE 1613 komunikacja może zostać zakłócona dokładnie wtedy, gdy wyłącznik zadziała.
2. Multicast bez filtrowania. Sampled Values docierają do każdego portu i zapychają sieć. VLAN-y trzeba zaplanować przed uruchomieniem.
3. Synchronizacja czasu na końcu. Switche bez sprzętowego PTP pogarszają dokładność z każdym przeskokiem.
4. Redundancja, która nie jest niezależna. Sieci PRP wymagają osobnego zasilania i osobnych tras kablowych, w przeciwnym razie jedna usterka może wyłączyć obie.
5. Bezpieczeństwo na samym końcu. Segmentację i kontrolę dostępu łatwiej uwzględnić od początku, niż dodawać później.

Sieci i synchronizacja czasu w ofercie SCN

Dostarczamy switche do stacji elektroenergetycznych i infrastruktury firmy Moxa, serwery czasu i zegary wzorcowe PTP firmy Protempis oraz komputery rack i urządzenia sieciowe m.in. marek Axiomtek i Winmate. Na stronach produktów podane są normy deklarowane przez producentów.

Przykłady z naszej oferty

Najczęściej zadawane pytania

Co to jest IEC 61850?

Międzynarodowa seria norm dotyczących komunikacji w automatyce elektroenergetycznej. Definiuje model danych, protokoły i pliki konfiguracyjne, dzięki którym urządzenia różnych producentów współpracują ze sobą.

Czym różni się GOOSE od MMS?

GOOSE wysyła szybkie zdarzenia, np. wyłączenia, bezpośrednio w Ethernecie do wielu odbiorców. MMS to protokół klient–serwer działający przez TCP/IP, służący do nadzoru i sterowania.

Co to jest magistrala procesowa?

Sieć między polami a urządzeniami pierwotnymi. Zamiast przewodów miedzianych przenosi Sampled Values z jednostek łączących oraz komunikaty GOOSE do wyłączników.

Czym różni się PRP od HSR?

PRP wykorzystuje dwie oddzielne sieci, HSR – pierścień. Oba protokoły wysyłają każdą ramkę dwukrotnie i przetrwają awarię łącza bez przerwy w komunikacji.

Jakie wymagania musi spełniać switch dla IEC 61850?

Badania odporności na warunki w stacji według IEC 61850-3 lub IEEE 1613, najlepiej obsługa PRP lub HSR, sprzętowe PTP oraz VLAN z filtrowaniem multicastu.