Klaus-Peter Brand ABB Switzerland Ltd Utility Automation Systems Baden, Switzerland
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IEC 61850 Standardisierter Informationsaustausch in Schaltanlagen und darüber hinaus
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18.11.2003 ETH Kolloquium “Aktuelle Probleme der Elektrotechnik”
Vor 13 Jahren …
Präsentation des ersten “Substation Automation Systems” in der Schweiz (Siviez) im ETH Kolloquium 1990
MS-Anlage, Stationsebene MicroScada, Feldgeräten mit Modulen sowohl für Steuerung als auch für Schutz, SPA-Bus (proprietär ABB) Siviez läuft bis heute ohne Probleme
Was hat sich von 1990 bis 2003 getan ?
Was fehlt bis heute ?
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Akzeptanz von Substation Automation Systemen Mehr als 4000 Systeme weltweit im Betrieb Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit in den meisten Fällen erreicht Möglichkeit Geräte verschiedener Hersteller mit vertretbarem Aufwand in ein System zu integrieren – Kommunikationsstandard ? Ausnahme: Schutzanbindung über den Standard IEC 60870-5-103
Neue Randbedingungen
Deregulierung der elektrischen Energieversorgung Globalisierung des elektrischen Marktes
Anwendungsbereich Schaltanlagen • Serielle Kommunikation zwischen Stations- und Feldebene • Serielle Kommunikation zwischen Feld- und Prozessebene Stationsebene
MMK
FernwirkAnkopplung
StationsRechner
Stationsbus
Feldebene
Feldsteuerung
Schutz
Steuerung & Schutz
Feldsteuerung
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Feldbus Prozessebene
Schutz
KupferDrähte Prozess-Schnittstelle
Prozess-Schnittstelle
Prozess-Schnittstelle
Prozess = Schaltanlage
Ein globaler Stand für eine globale Welt IEC TC 57: 3 Working Groups - 60 Experts - 14 Countries WG10: Functional architecture and general requirements
WG11: Communication within and between unit and station levels
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WG12: Communication within and between process and unit level
WG – Working Group
Beiträge aus der Schweiz Arbeitsgruppenmitglieder aus der Schweiz • Rudolf Baumann, ETRANS, Laufenburg • Lars Andersson, ABB Schweiz AG, Zürich • Christoph Brunner, ABB Schweiz AG, Zürich • Klaus-Peter Brand, ABB Schweiz AG, Baden • Wolfgang Wimmer, ABB Schweiz AG, Baden
Publikationen in der Schweiz
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K.P.Brand, W.Wimmer Der Standard IEC 61850 - Offene Kommunikation in Schaltanlagen im deregulierten Strommarkt Bulletin SEV/VSE 1, 9-13 (2002) R.Baumann, K.P.Brand, C.Brunner, W.Wimmer IEC 61850 in Schaltanlagen als Kern einer durchGängigen Kommunikationslösung für den Netzbetreiber Bulletin SEV/VSE 3, 31-36 (2003)
Attraktivität über die Schaltanlage hinaus Substation automation nearly ready: IEC 61850
Telecontrol of substations: seamless Telecontrol Architecture (sTCA) feasibility proven, IEC TC57 / Ad Hoc Working Group 07
Addendum for Power quality monitoring accepted: new work proposal IEC 57/624/NP
Product standard for Switchgear equipment in work: IEC 62271-003
Control and monitoring of Wind power plants in work: IEC 61400-25
Control and monitoring of Distributed power stations in vote: new work proposal, IEC 57/660/NP
Control and monitoring of Hydroelectric power plants © Copyright 2003 ABB ETH Kolloquium - 6 -
in vote: new work proposal, IEC 57/661/NP
Metering (EPRI, IEEE), Gas, Water in discussion
Zitat zum Anwendernutzen
The flexibility provided by the IEC61850/UCA-MMS protocols has the potential for saving millions of dollars in development costs for utilities and manufacturers, since it eliminates the need for protocol converters and lengthy, complex database mapping when integrating devices from different manufacturers.
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Gustavo Brunello, GE, in Electricity Today, Issue 4, 2003, page 10
Forderungen vom Markt ergeben ... Globaler Markt braucht einen globalen Standard bedeutet einen weiten Bereich an Betriebsphilosophien Kombination von Geräten verschiedener Hersteller muss zumindest so wie mit Kupferdrähten möglich sein
Kostenreduktion wird erwartet durch Konkurrenz intelligentere Funktionen wird erwartet bei Investitionen im Betrieb in der Wartung
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Offener Standard ist gefragt, insbesondere offen für zukünftige Anforderungen und Entwicklungen
Schutz der Investitionen Muss gewährleistet sein durch langfristige Stabilität, Wartbarkeit und Erweiterbarkeit
... Anforderungen an den Standard Interoperability
The ability for IED’s from one or several manufacturer to exchange information and use the information for the their own functions.
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Free configuration The standard shall support different philosophies and allow a free allocation of functions e.g. it must work equally well for centralized (RTU like) or decentralized (SCS like) systems and allow future optimizations. Long term stability It must be able to follow the progress in communication technology as well as evolving system requirements.
Lösungsansatz des IEC 61850 Problem für einen Kommunikationsstandard
Technologieänderungen !!!
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Slow
Fast
AnwendungsGebiet (Domain) Schaltanlage/SA
Lösung nach IEC 61850 Schaltgeräte, Schutz & Steuerung, Befehle, Ereignisse, Alarme, etc.
Anwendung
DATA MODEL Objects Service Abstract Communication Services Interface (ACSI)
Trennen ! Zukunftssicherer Zukunftssicherer Standard Standard ??? ???
Kommunikation KommunikationsTechnologie
ISO/OSI seven layer stack
Bits, Bytes, Telegramme über das Kommunikationsmedium
7 6 5 4 3 2 1
Das Objektmodell: Der Logische Knoten Information wird zwischen allen Geräten (IED), aus welchen das System gebildet ist, ausgetauscht.
Genauer werden Daten zwischen (Teil-) Funktionen ausgetauscht, welche in den Geräten implementiert sind.
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Der kleinste Teil einer Funktion, welche Daten mit anderen Funktionen austauscht wird Logischer Knoten (Logical Node , LN) genannt. Die Logischen Knoten führen Teilfunktionen für die Gesamtfunktion aus und können einzeln oder zusammen in Geräten implementiert sein. In IEC 61850 sind die LN Klassen mit 4 Buchstaben gekennzeichnet
Das Objektmodell in der Schaltanlage Logische Knoten
Erder Q8_L1XSWI Gasdichte-Überwachung Q8_L1SIMG
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Trenner Q9_L1XSWI Gasdichte-Überwachung Q9_L1SIMG Leistungsschalter Q0_L1XCBR Gasdichte-Überwachung Q0_L1SIMG
See IEC 61850-5, 7-4
Primärtechnik
Feldsteuerung Q0CSWI Q8CSWI Q9CSWI Feld-MMK IHMI
SekundärTechnik
DistanzSchutz PDIS
Das Objektmodell mit Gruppen von LNs Die Logischen Knoten zusammengefasst nach Funktionsgruppen gekennzeichnet nach dem ersten Buchstaben :
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L System LN (2) P Protection (28) R Protection related (10) C Control (5) G Generic (3) I Interfacing and archiving (4) A Automatic control (4)
Beispiele: DIF Differential P PDIF protection BRF Breaker failure R RBRF CBR Circuit breaker X XCBR
See IEC 61850-5, 7-4
M Metering and measurement (8) S Sensor and monitoring (4) X Switchgear (2) T Instrument transformers (2) Y Power transformers (4) Z Further power system equipment (15)
CSWI Switch controller MXU Measurement unit M MMXU PTR Power transformer Y YPTR
Vom LN zur Objekthierarchie Bay Unit
Physical Device (IED) definiert als Server ↑ Implementierung Logical Device (LD)
Control
↑ Gruppierung Logical Node (LN) Daten ↓ Data (Object)
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Eigenschaft ↓
See IEC 61850-7-1,2,3,4
Attribute Wert
Switch Control CSWI Position Control Value Status Value ON/OFF
Beispiel für die LNs in einem Gerät Modellierung eines Feldgerätes für Schutz und Steuerung Feldgerät (Server) Common LLN0 LLN0 LLN0 LLN0
Control CSWI CSWI Pos Pos
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Protection PTOC PTOC Str Str
See IEC 61850-7-1,2,3,4
ctlVal ctlVal
stVal stVal
LLN0 LLN0 Op Op
Common Common LLN0 LLN0 Name Name plate plate Vendor Vendor etc. etc. Control Control Switch Switch Control Control Position Position Control Control Value Value Status Status Value Value Protection Protection Overcurrent Overcurrent Start/Pick-up Start/Pick-up Operate/Trip Operate/Trip
Was tun bei fehlenden Objekten (LN, Data, etc.)? Das Problem der Vollständigkeit
Erweiterung nach standardisierten Regeln: Vorhandenes muss genutzt werden. Neues muss nach Vorgaben aufgebaut sein.
Identifikation aller Erweiterungen durch “Name spaces”, die angeben wo kommt die Erweiterung herkommt , wo ist sie definiert ist.
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Ergebnis in der Selbstbeschreibung der IEDs, d.h. erkennbar durch Auslesen der Direktories, Lesen der Gerätebeschreibung („ICD File“).
Dienste (Services) Standardisierter Datenzugriff und Übertragung
read a value / attribute write configuration attributes control a device (direct operate / select before operate) event oriented communication with reporting local storage of time-stamped events in a log get directory information file transfer for e.g. parameter and software download upload from monitoring information like travel curves or history of gas density values
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Transfer of generic object oriented system events (GOOSE)
Transfer of sampled analog values (SAV)
Die drei Dienst-Gruppen
Datenzugriff Datenzugriff über über Client-Server Client-Server Verbindungen Verbindungen Merkmale Merkmale Punkt-Punkt-Verbindung, Punkt-Punkt-Verbindung, Aufträge Aufträge von von Client Client Anwendung Anwendung Befehle, Befehle, Abfragen, Abfragen, Reportkonfiguration Reportkonfiguration im im Server, Server, etc. etc.
GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) Merkmale Merkmale Start Start durch durch Änderungen Änderungen (events), (events), Wiederholungen. Wiederholungen. Anwendung Anwendung Trip, Trip, Freigabe, Freigabe, Stellungsmeldungen, Stellungsmeldungen, etc. etc.
SAV (Sampled Analog Values) Merkmale Merkmale Kontinuierlicher Kontinuierlicher Datenstrom Datenstrom Anwendung Anwendung Abtastwerte Abtastwerte
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Die Kommunikation Abbildung auf den Kommunikations-Stack t e i eb A) Modell (Objekte,Dienste) g s S ( ng ge u nd nla e w alta n AbtastClient - Server A ch GOOSE S Werte Kommunikation
Eindeutig pro Stack
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Abbildung (Mapping)
sn tio gie a ik olo n n u m ech m T o K
Abstract Communication Services Interface (ACSI)
Stack Interface
EchtzeitAnforderungen
MMS TCP IP
Ethernet Link Layer Ethernet Physical Layer with Priority tagging
Stack-Auswahl gemäss State-of-the-art KommunikationsTechnologie
Mainstream-Kommunikation mit Ethernet
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Komponenten vom Markt ! Beispiel: Switch Substation Automation proof Switches ? Anforderungen wie beim Schutz Optische Kanäle Kleiner Jitter Hohe MTTF ≥ 100 Jahre Temperaturbereich – 10 (40) … + 55 (85) C Speisung 36 … 312 V DC
Prozess-Schnittstelle und Merging Unit Schutzauslösung
LN PCTR LNPCTR PCTR LN LN PCTR LN XCBR LN XCBR
Logical Logical Device Device “Merging “Merging Unit” Unit” LN PCTR LNPCTR PCTR LN LN PCTR LN TVTR LN TVTR
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LN PCTR LNPCTR PCTR LN LN PCTR LN TCTR LN TCTR
Logical Logical Device Device “Breaker “Breaker IED” IED”
Aktuatoren Aktuatoren Sensoren Sensoren
Logical Logical Device Device “Breaker “Breaker IED” IED” LN PCTR LNPCTR PCTR LN LN PCTR LN XCBR LN XCBR
Bus nach IEC 61850
Abtastwerte U, I
LeitungsLeitungsSchutz Schutz z.B. z.B. PDIS PDIS
Prozessbus nach IEC 61850 Vorteile
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Keine Vielzahl an parallelen Kupferdrähte Wenige optische Kabel … … … Akzeptanz der lange schon existierenden nichtkonventionellen Sensoren (Wandler) nichtkonventionellen Aktuatoren (Antriebe)
Zeitsynchronisation
1 ms für Ereignisse ist ok, keine Probleme !
1 … 25 µs für Abtastwerte und Zeiger ?
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SNTP 1) im Standard ausgewählt
Externer Puls ? Anforderungen an die Switches (sehr kleiner Jitter) IEEE 1588 2) Ergänzung für Ethernet Keine Prozedur im Standard festgeschrieben Amendement benötigt
1) „Simple Network Time Protocol“ nach RFC 2030 aus der Internet Protocol Suite 2) IEEE 1588 „Standard for a Precision Clock Synchronization for Network Measurement and Control Systems“ (published Nov 2002)
… über die Schaltanlage hinaus
Leitungsschutz Distanzschutz (PSCH) Differentialschutz (MDIF)
Fernwirkverbindung Durchgängige Verbindung zum Netzleitzentrum
Seamless communication ohne Protokollumsetzung
Machbarkeitsstudie vom IEC TC57 erstellt Als Ziel des IEC TC57 erklärt (AHWG 07) Aufgabe: Harmonisierung der Datenmodelle von IEC 61970 (CIM) und IEC 61850 (SCL)
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ist schon im informativen Annex des Teiles IEC 61850-7-4 zu finden
Forderung in IEC61850 an das Engineering Um Interoperabilität zu erreichen, benötigt man eine formale, eindeutige Beschreibung des Stationautomatisierungssytems mit allen seinen Kommunikationsverbindungen, Kommunikationsverbindungen aller Funktionen eines Gerätes (IED), soweit es die ausgetauschten Daten (Datenmodell) und Schnittstellen betrifft, aller Dienste (services), welche von den Geräten unterstützt bzw.im Gesamtsystem benötigt werden, der Zuordnung der Daten und Komponenten des Stationsautomatisierungssystems zu der Schaltanlage (einpoliges Schema).
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See IEC 61850-6
Unterstützung in IEC61850 für das Engineering Die notwendige formale Beschreibung wird geliefert durch die im Standard definierte Substation Configuration description Language (SCL) SCL basiert auf XML SCL erlaubt unter anderem die Definition des IED Configuration Description (ICD) Files = Gerätebeschreibung System functional specification (SSD) Files – = Systemspezifikation System Configuration Description (SCD) Files – = Systembeschreibung © Copyright 2003 ABB ETH Kolloquium - 26 -
Diese formale Beschreibung ist zwischen Engineering-Tools austauschbar !
See IEC 61850-6
Der Engineering-Prozess Capabilities (LN, DO, …)
SCL inside
System Configurator
IED Configurator
Engineering Workplace
Associations, relationship to single line, preconfigured reports, ...
File transfer remote File transfer Local Substation gateway
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SA system
IED
IED
File transfers and parameterization with IEC61850 services
IED
Der SCL-Editor* und XML Hierarchischer Aufbau
SCL basierend auf XML** **) Gemäss IEC 61850
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*) nicht im Standard definiert
Für Menschen zur Projektierung
Für Maschinen, d.h Projektierungswerkzeuge
Der SCL-Editor und das einpolige Schema Hierarchischer Hierarchischer Aufbau* Aufbau*
Graphische Graphische Sicht* Sicht* (einpoliges (einpoliges Schema) Schema)
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*) *) Die Die Basis Basis (formale (formale Beschreibung) Beschreibung) sowohl sowohl für für den den Hierarchischen Aufbau als auch für die Graphische Hierarchischen Aufbau als auch für die Graphische Sicht Sicht ist ist der der XML-Code XML-Code der der SCL SCL
Der SCL-Editor und das IED mit LD, LNs, etc.
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Lo gi ca lD ev Lo ic gi e ca (L lN D) od e (L N
Hierarchischer Hierarchischer Aufbau* Aufbau*
Graphische Graphische Sicht* Sicht* (SA (SA System) System)
Attributes
*) *) Die Die Basis Basis (formale (formale Beschreibung) Beschreibung) sowohl sowohl für für den den Hierarchischen Hierarchischen Aufbau Aufbau als als auch auch für für die die Graphische Graphische Sicht Sicht ist ist der der XML-Code XML-Code der der SCL SCL Der Der Hierarchischen Hierarchischen Aufbau Aufbau entspricht entspricht dem dem Objekt-Modell Objekt-Modell
2001: GOOSE Demo - Trip and auto-reclosing Analog Inputs 1. Trip generated
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Autorecloser Function Relay
Relay
2
3. New Position
5. New Position
1
1
Protection Function
2. Trip generated
4. Reclose command
Test Equipment
3
5
XML File
4 Process Bus Ethernet
GOOSE Message: Position
Switchgear Simu. GOOSE Message: Trip GOOSE Message: Reclose
2002: Sampled Values Test (KEMA)
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Point-to-Point connection according IEC 61850 for samples SIEMENS
SIEMENS Power Metering
SIEMENS
Relays
Instrument Transformer
Merging units
Instrument Transformer
SIEMENS Power Metering
2003: GOOSE Test 100 Mbit/s redundant switched Ethernet ring
Selektive Interpretation der GOOSE Messages
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GOOSE messages KEMA UniCAIEC61850 GOOSE Simulator
Network Analyser
GOOSE: Generic Object Oriented Substation Event
KEMA UniCAIEC61850 Analyser
The Contents and Status of IEC 61850 System Aspects Part 1: Introduction and Overview Part 2: Glossary Part 3: General Requirements Part 4: System and Project Management Part 5: Comm Requirements for Functions and Device Models Configuration Part 6: Configuration Language for electrical Substation IED’s © Copyright 2003 ABB ETH Kolloquium - 34 -
Testing Part 10: Conform. Testing
State: Nov 2003
Data Models Basic Communication Structure for Substations and Feeder Equipment Part 7-4: Compatible Logical Node Classes and Data Classes Part 7-3: Common Data Classes Abstract Comm. Services Basic Communication Structure for Substations and Feeder Equipment Part 7-2: Abstract Communication Services (ACSI) Part 7-1: Principles and Models Mapping to real Comm. Networks (SCSM) Part 8-1: Mapping to MMS and ISO/IEC 8802-3 Part 9-1: Sampled Values over Serial Unidirectional Multidrop Point-to-Point link Part 9-2: Sampled Values over ISO/IEC 8802-3
CD → CDV
CDV →FDIS
IS / TR
From Vision to Reality Power Plant
Control Centre 1 Server
IEC 6 18
50
IEC 62210* 0
IEC 61850 CT VT
0 6185
Substation 1
Substation 1
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IEC
IEC
5 618
IEC 6140 0-25 IE C 62 05 6
IEC 61850 CT VT
Metering Billing
IEC 61850 *) IEC TR 62210 Power system control and associated communications - Data and communication security
Das Knowhow zum IEC 61850 Domäne Domäne SUBSTATION SUBSTATION mit mit Schutz, Schutz, Steuern, Steuern, etc. etc.
Standardisierung ist eine spannende und herausfordernde Tätigkeit !
IEC 61850
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Domäne Domäne MODELLIERUNG MODELLIERUNG mit mit Objektmodell, Objektmodell, etc. etc.
Domäne Domäne KOMMUNIKATION KOMMUNIKATION mit mit Protokollen, Protokollen, etc. etc.
ist interdisziplinär
IEC 61850 – ein komplexer Standard ?
Der Standard IEC 61850 umfasst mehr als 1000 Seiten ! Vielschichtige Objektstruktur Unabhängigkeit vom Stack © Copyright 2003 ABB ETH Kolloquium - 37 -
Ist der Standard komplex ?
Keine Komplexität für den Benutzer Bisherige Kommunikationsstandards
“Moderne” Standards wie IEC 61850 “MS “MS Office” Office”
Benutzer
ÄT
Benutzer Entwickler
Entwickler
“Assembler” “Assembler”
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Entwickler
KO MP LE XIT
KO MP LE XIT
ÄT
Benutzer
Nutzen des Standards
Datenmodelle und Dienste
liefern Syntax und Semantik
Engineering Support
Kosteneinsparungen (siehe Zitat)
durch Wegfall der Datenumsetzungen (Gateways, etc.)
Noch mehr Kosteneinsparungen
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durch SCL
durch Erleichterung der Wartung durch SCL
„Der Kommunikationsstandard IEC 61850 hat das Potential, Millionen an Dollars sowohl bei den EVUs als auch bei den Herstellern einzusparen.“
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Ausblick
Neue Funktionen zur Sicherung einer stabilen Energieversorgung werden immer mehr verteilte, systembezogene Funktionen sein
Der Standard IEC 61850 unterstützt sehr wesentlich solche Funktionen, d.h. er macht sie mit vernünftigem Aufwand überhaupt erst möglich
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit und Geduld !