W jaki sposób standardy DNP3 i IEC 61850 współdziałają w nowoczesnej podstacji?

• Standardy DNP3 i IEC 61850 służą celom, które się pokrywają, ale są odrębne. DNP3 to lekki, sterowany zdarzeniami protokół zaprojektowany z myślą o niezawodności w połączeniach o niskiej przepustowości lub połączeniach szeregowych. IEC 61850 to szybki standard oparty na modelu danych, zaprojektowany z myślą o interoperacyjności między urządzeniami IED różnych producentów w obrębie stacji elektroenergetycznej.

• Modernizacja nie wymaga wymiany wszystkich elementów naraz. Platforma obsługująca oba protokoły pozwala przedsiębiorstwom energetycznym na dalsze korzystanie z istniejących urządzeń DNP3, jednocześnie wprowadzając sprzęt zgodny z normą IEC 61850 w miarę modernizacji poszczególnych sekcji lub podstacji.

• Pojedyncza platforma oprogramowania eliminuje złożoność związaną z obsługą oddzielnych systemów automatyki dla środowisk DNP3 i IEC 61850, zmniejszając nakłady inżynieryjne, wymagania szkoleniowe oraz ryzyko operacyjne.

• zenon obsługuje punkty końcowe typu master i outstation w standardzie DNP3, a także natywnego klienta MMS w standardzie IEC 61850, serwer oraz protokół GOOSE do integracji stacji i magistrali procesowej, umożliwiając ujednolicone podejście do automatyki podstacji w obu generacjach protokołów.

Protokół DNP3 (Distributed Network Protocol, znany również jako norma IEEE 1815) został zaprojektowany z myślą o konkretnym wyzwaniu: niezawodnej komunikacji przy użyciu niestabilnych połączeń. Łącza szeregowe, sieci radiowe, modemy dial-up oraz protokół TCP/IP. Protokół DNP3 radzi sobie z dużymi opóźnieniami, niską przepustowością i przerywaną łącznością, zachowując jednocześnie integralność danych dzięki raportowaniu opartemu na zdarzeniach oraz sondowaniu integralności. Cechy te sprawiły, że stał się on dominującym protokołem w przedsiębiorstwach użyteczności publicznej w Ameryce Północnej oraz na wielu innych rynkach na całym świecie.

W praktyce protokół DNP3 jest wykorzystywany na wielu poziomach. W obrębie podstacji łączy przekaźniki zabezpieczające, liczniki i inne urządzenia IED z lokalnymi jednostkami RTU lub koncentratorami danych. W przypadku komunikacji w kierunku nadrzędnym łączy bramy podstacji z centrami sterowania. Protokół ten nie ogranicza się do jednej roli, a jego elastyczność doprowadziła do powszechnego zastosowania zarówno w aplikacjach lokalnych, jak i zdalnych.

Norma IEC 61850 dotyczy innego zestawu wymagań: tego, co dzieje się między urządzeniami różnych producentów wewnątrz nowoczesnej podstacji. W miarę jak systemy zabezpieczeń i sterowania stawały się coraz bardziej złożone, branża potrzebowała standardu, który umożliwiłby urządzeniom IED komunikację z dużą prędkością, korzystanie ze wspólnego modelu danych oraz konfigurację za pomocą znormalizowanego procesu inżynieryjnego. Norma IEC 61850 to zapewnia. Umożliwia ona przesyłanie komunikatów GOOSE w celu koordynacji zabezpieczeń, wartości próbkowanych (Sampled Values) do udostępniania cyfrowych pomiarów oraz komunikatów MMS do monitorowania i sterowania w systemie SCADA – wszystko to w ramach lokalnej sieci podstacji.

Te dwa protokoły współistnieją w przedsiębiorstwach energetycznych na całym świecie. Wiele organizacji eksploatuje obecnie podstacje oparte na protokole DNP3 i wdraża normę IEC 61850 w nowych instalacjach oraz podczas modernizacji. Zadanie modernizacji nie polega na całkowitej wymianie protokołu DNP3, ale na zarządzaniu środowiskiem mieszanym DNP3–IEC 61850 przez cały cykl życia aktywów.

Wiele przedsiębiorstw energetycznych od dziesięcioleci eksploatuje sieci podstacji oparte na protokole DNP3. Ich urządzenia terenowe, jednostki RTU, procedury techniczne oraz interfejsy centrów sterowania są oparte na sposobie działania protokołu DNP3.

Wyzwanie pojawia się, gdy przedsiębiorstwa te zaczynają wdrażać normę IEC 61850 w nowych lub modernizowanych podstacjach. Urządzenia zgodne z normą IEC 61850 komunikują się w oparciu o zasadniczo odmienny model. Dane są zorganizowane w węzłach logicznych o z góry zdefiniowanej semantyce, a nie w postaci prostych list punktów. Proces konfiguracji wykorzystuje pliki SCL (Substation Configuration Language) zamiast ręcznego mapowania punktów. Usługi komunikacyjne, takie jak GOOSE i MMS, działają inaczej niż odpytywanie typu „master-outstation” w standardzie DNP3.

Powszechnym założeniem – i obawą, która spowalnia modernizację – jest przekonanie, że wdrożenie normy IEC 61850 oznacza konieczność wymiany całego systemu automatyki: nowych urządzeń, nowego oprogramowania SCADA, nowych narzędzi inżynieryjnych oraz nowych szkoleń. Dla przedsiębiorstwa energetycznego posiadającego dziesiątki lub setki podstacji wydaje się to być kosztownym, obarczonym wysokim ryzykiem i wieloletnim programem.

Założenie to jest błędne. Platforma obsługująca zarówno DNP3, jak i normę IEC 61850 pozwala na stopniowe wdrażanie zmian – podstacja po podstacji, sekcja po sekcji – bez zakłócania bieżącej eksploatacji ani rezygnacji z działających zasobów opartych na DNP3.

Rozwiązaniem jest platforma automatyki podstacji, która natywnie obsługuje oba protokoły, pełniąc rolę pomostu między istniejącą infrastrukturą opartą na DNP3 a nowymi wdrożeniami zgodnymi z normą IEC 61850, bez konieczności stosowania oddzielnych systemów dla każdego z nich.

W praktyce ujednolicona platforma umożliwia:

• Jednoczesne pozyskiwanie danych z obu środowisk protokołów. Stacje zdalne DNP3 i urządzenia IED zgodne z normą IEC 61850 współistnieją w ramach tego samego projektu. Platforma gromadzi dane z obu źródeł, normalizuje je i przedstawia operatorom za pośrednictwem spójnego interfejsu HMI, niezależnie od protokołu źródłowego.

• Pełnić funkcję bramy protokołowej. Dane z urządzeń zgodnych z normą IEC 61850 mogą być przekazywane do centrum sterowania opartego na protokole DNP3. Polecenia z urządzenia nadrzędnego DNP3 mogą być kierowane do urządzeń zgodnych z normą IEC 61850. Komunikacja w kierunku nadrzędnym może również wykorzystywać inne protokoły, takie jak IEC 60870-5-101/104 lub ICCP (IEC 60870-6/TASE.2), w zależności od wymagań regionalnego centrum sterowania. Platforma zajmuje się konwersją między wszystkimi tymi protokołami, dzięki czemu ani urządzenia podstacji, ani centrum sterowania nie muszą być wymieniane w celu dostosowania się do drugiego.

• Umożliwia stopniową migrację. Przedsiębiorstwo energetyczne może kontynuować eksploatację istniejących podstacji opartych na protokole DNP3 bez zmian, jednocześnie wdrażając standard IEC 61850 w nowych polach lub zmodernizowanych podstacjach. Zarówno jedne, jak i drugie są zarządzane z tego samego środowiska inżynieryjnego i tego samego interfejsu operatora. Nie ma potrzeby przeprowadzania jednorazowego przełączenia ani wyznaczania konkretnego dnia, w którym wszystko musi zostać przełączone naraz.

• Zachowaj dotychczasowe inwestycje w system SCADA. Centrum sterowania może nadal komunikować się za pomocą dotychczasowego protokołu, niezależnie od tego, czy jest to DNP3, IEC 60870-5-101/104, czy ICCP. Wprowadzenie standardu IEC 61850 na poziomie podstacji jest przezroczyste dla operatora systemu. Chroni to inwestycje przedsiębiorstwa energetycznego w infrastrukturę centrum sterowania oraz procedury operacyjne.

Platforma oprogramowania zenon zapewnia kompleksową obsługę obu protokołów w ramach jednego, zintegrowanego środowiska projektowego i uruchomieniowego.

Obsługa protokołu DNP3

zenon pełni funkcję zarówno urządzenia nadrzędnego DNP3, jak i stacji zdalnej. Jako urządzenie nadrzędne pozyskuje dane z podległych urządzeń DNP3, takich jak jednostki RTU, przekaźniki zabezpieczające, przepływomierze i zdalne urządzenia IED. Jako stacja podrzędna dostarcza dane do nadrzędnych centrów sterowania za pomocą protokołu DNP3 i może pełnić rolę bramy, przekazując dane z urządzeń zgodnych z normą IEC 61850 do urządzenia nadrzędnego DNP3.

Kluczowe możliwości DNP3 w zenon:

• Funkcjonalność urządzenia nadrzędnego i podrzędnego zgodna z normą IEEE 1815-2012, podzbiór poziomu 4 zarówno dla żądań, jak i odpowiedzi

• Bezpieczne uwierzytelnianie w wersjach v2 i v5 zapewniające chronioną komunikację z urządzeniami zgodnymi zarówno z normą IEEE 1815-2010, jak i IEEE 1815-2012

• Szyfrowanie TLS zgodnie z normą IEC 62351-3 dla połączeń TCP/IP

• Automatyczna konfiguracja urządzenia nadrzędnego na podstawie zapytania klasy 0 lub importu profilu urządzenia w formacie XML, co eliminuje konieczność ręcznego mapowania punktów

• Obsługa transferu plików w celu pobierania zapisów zakłóceń i innych danych ze stacji zdalnych

• Dynamiczne odpytywanie, które dostosowuje się do zmieniających się wymagań eksploatacyjnych, od małych podstacji dystrybucyjnych po duże obiekty przesyłowe

Obsługa normy IEC 61850

zenon natywnie integruje standard IEC 61850 we wszystkich trzech podstawowych usługach:

• Klient MMS do pozyskiwania danych z urządzeń IED zgodnych z normą IEC 61850 oraz wysyłania poleceń sterujących

• Serwer MMS do dostarczania danych do systemów nadrzędnych

• Wydawca i subskrybent GOOSE do monitorowania sygnałów zabezpieczeń oraz uzupełniania brakujących komunikatów podczas konserwacji lub awarii urządzeń

Klient MMS zenon zgodny z normą IEC 61850 posiada certyfikat DNV GL zgodny z edycją 2 tej normy i obsługuje równoczesną komunikację z urządzeniami zgodnymi zarówno z edycją 1, jak i edycją 2. Oznacza to, że przedsiębiorstwa energetyczne mogą integrować urządzenia zgodne z normą IEC 61850 od różnych producentów i w różnych edycjach normy w ramach tego samego projektu, jednocześnie kontynuując eksploatację istniejących urządzeń DNP3.

Ujednolicona obsługa obu protokołów

Korzyścią operacyjną jest to, że operatorzy korzystają z jednego spójnego interfejsu HMI, niezależnie od tego, czy dane bazowe są przesyłane za pośrednictwem protokołu DNP3, czy IEC 61850. Alarmy, pomiary, schematy jednoliniowe i polecenia sterujące działają w ten sam sposób. Inżynierowie konfigurują sterowniki obu protokołów w tym samym środowisku inżynieryjnym. Wystarczy utrzymywać jedną platformę, zabezpieczać jeden system i dokumentować jeden zestaw procedur operacyjnych.

W zakresie komunikacji w kierunku upstream zenon obsługuje protokoły wymagane przez różne regionalne centra sterowania, w tym DNP3, IEC 60870-5-101/104 oraz ICCP/TASE.2, a także posiada natywne funkcje zgodne z normą IEC 61850.

COPA-DATA jest członkiem DNP Users Group i aktywnie uczestniczy w bieżącym rozwoju normy IEEE 1815. Sterowniki DNP3 i stosy protokołów zenon są opracowywane i utrzymywane wewnętrznie, co gwarantuje ich ewolucję wraz z normami DNP3 i IEC 61850.

Co to oznacza dla planowania modernizacji?

• Nowe stacje elektroenergetyczne można wdrażać z wykorzystaniem standardu IEC 61850 od samego początku, komunikując się jednocześnie z istniejącym centrum sterowania za pośrednictwem funkcji bramy platformy. Centrum sterowania nie wymaga żadnych modyfikacji.

• W przypadku modernizacji istniejących obiektów urządzenia zgodne z normą IEC 61850 można wprowadzać stopniowo. Istniejące urządzenia DNP3 pozostają w eksploatacji. Nowe przekaźniki i jednostki sumujące zgodne z normą IEC 61850 są integrowane wraz z nimi w tym samym środowisku HMI i SCADA.

• Przejście na nowy standard może przebiegać zgodnie z cyklem życia aktywów, a nie w ramach wymuszonego programu migracji. W miarę jak sprzęt DNP3 osiąga koniec cyklu życia, jest zastępowany sprzętem zgodnym z normą IEC 61850. Platforma dostosowuje się do zmiany protokołu bez zakłócania pracy.

• Szkolenia i zmiany proceduralne odbywają się stopniowo. Operatorzy i inżynierowie poznają koncepcje standardu IEC 61850 w kontekście konkretnych projektów, a nie w ramach zakrojonej na szeroką skalę zmiany systemu.