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Neues aus dem IEC TC 57 (Power system control and associated communications)

Kurz vor dem Abschluß: Die Entwürfe zu IEC 61850
Communication networks and systems in substations (August 2000)


Zusammenfassung

Die wesentlichen Entwürfe der kommenden Norm IEC 61850 stehen kurz vor dem Abschluß. Bis Ende 2000 sollen für alle wichtigen Teile Committee Drafts for Vote (CDV) vorliegen. Mit Erreichen des CDV-Status gelten die Entwürfe allgemein als ziemlich stabil. CDVs können in aller Regel nur noch minimal verändert werden.

Verteilte Funktionen und die dazugehörige Echtzeit-Kommunikation stehen im Mittelpunkt der Festlegungen in den einzelnen Teilen der kommenden Norm IEC 61850 "Communication networks and systems in substations". Mit der Festlegung der verteilten Funktionen ist ein Paradigmenwechsel in der Stationsautomatisierung vollzogen worden. Erstmals werden für die wichtigsten Anwendungen wie beispielsweise Schutz, Steuerung und Überwachung neben den erforderlichen Kommunikationsmechanismen und -netzwerken vor allem die Datenmodelle der verteilten Funktionen (Semantik) spezifiziert. Diese Datenmodelle und der Zugriff darauf bieten den kompatiblen (offenen) Austausch aller Information zwischen den verschiedenen Geräten und Leitsystemen. Durch sie ist eine hohe Wiederverwendbarkeit gewährleistet. Einmal definierte Funktionen und ihre Daten können immer wieder - auch nach 20 Jahren noch und unabhängig vom Hersteller - verwendet werden.

Durch diesen offenen Standard entsteht eine hohe Planungssicherheit. Durch den Einsatz anderer Standards, die bereits seit Jahren stabil sind, ist gewährleistet, dass auch die Festlegungen in 61850 langfristig stabil sind. TCP/IP ist schon 30, Ethernet 20 und MMS 10 Jahre stabil - dank internationaler Konsensbildung!

Überblick über den Standard

Bild 1 zeigt, dass schon der Titel des neuen Standards sowohl die Kommunikationsnetzwerke als auch Systemeigenschaften festlegt. Das Thema "System" nimmt deshalb auch den breitesten Raum in der Standardisierung ein.


Bild 1 - IEC 61850 beschreibt Systemeigenschaften

 In Bild 2 ist ein prinzipieller Vergleich der bisherigen Standards wie IEC 60870-5-101 und -5-103 und IEC 60870-6 TASE.2 mit dem neuen Standard 61850 dargestellt. Für das Zusammenwirken von Geräten untereinander und von Geräten mit der Leittechnik werden drei Ebenen beschrieben:

  • Kommunikation im engeren Sinne (Ethernet, RS 485, TCP/IP, MMS, ...)
  • Funktionen für das Zusammenwirken (Steuern, Melden, Überwachen, Konfigurieren, Datenmodellierungssprache, ...)
  • Datenmodelle und Engineeringfestlegungen für Anwendungen (Schutz, Überwachung, Steuerung, Wandler, Transformatoren, Leistungsschalter, Trenner, ...)


Bild 2 - Vergleich IEC 61850 mit 60870

Im Vergleich zu den Normenreihen IEC 60870-5 und IEC 60870-6 TASE.2 deckt der Standard 61850 einen weitaus größeren Bereich an Kommunikationsnetzwerken und -funktionen als auch an anwendungsorientierten Datenmodellen ab.

Die folgende Tabelle listet beispielhaft die verschiedenen Datenobjekte des Logischen Knoten eines Leistungsschalters (Logical Node Circuit Breaker - XCBR) auf. Logische Knoten stellen im Sinne der Objektorientierung Klassen dar, wobei die Datenobjekte den Attributen der Klassen entsprechen). Die Datenobjekte des Logischen Knoten sind in Gruppen organisiert. Jedem Datenobjekt ist eine Bedeutung (Semantik) und eine eindeutige Referenz (EnaFct, Pos, ...) zugeordnet. Diese Referenzen werden sowohl für die Modellierung und Projektierung als auch für die Kommunikation verwendet. Die Common Data Class definiert den Typ des Data Objects (SPC steht beispielsweise für einen Single Point Control Objekt).

Logical Node: Circuit breaker / Logical Node Ref: XCBR

Data Objects Data Object Ref Common Data Class Mandatory/Optional
system commands and system return information
LN ON (not OFF) EnaFct SPC
M
Blocking of LN function BlFct SPC
M
Set "Test mode" Test SPC
M
Reset operation hours OperhR ISC
O
Local operation (not remote) local switch only / disables any remote operation Loc SPS
O
system information
general interrogation GI SPS
O
LN Mode LNMode ISI
M
Supervisory control - monitoring indications
Group warning - (circuit breaker warning) GrWr SPS
M
Group alarm - (circuit breaker alarm) GrAl SPS
M
Switchgear commands and return information
Switchposition Pos DPC
M
Switchgear monitoring indications
Reset operator counter OperCntR SPC
O
operation counterresetable OperCnt ISI
O
operation counter, not resetable OperCnt ISI
M
Switchgear functional indication
Operating capability (none, o, c-o, o-co, …) physical UTCl ISI
M
Charger motor enabled RDrEEn SPC
O
Able to POW switching (n, c, o, co) RDrEEn ISI
O
Block opening RDrEEn SPC
M
Block closing RDrEEn SPC
M

Mit den Datenmodellen des Standards lassen sich alle wesentlichen Anwendungen in der Stationsautomatisierung modellieren. Bild 3 zeigt eine Schaltanlage mit entsprechend eingezeichneten Logischen Knoten (Q0_L3/XCBR, ...). Die Logischen Knoten werden im Kontext einer Phase (L1, ...) benannt. Die Bezeichner wie "Q0_L3/" sind frei projektierbar. Die Bezeichner wie XCBR, XCTR, XDIS usw. sind durch den Standard vorgegeben!

Durch den hierarchischen Namen "Qo_L3/XCBR.Pos" wird die Position des Schalters bezeichnet. Gibt es mehrere Exemplare eines bestimmten Logischen Knotens (einer bestimmten Klasse), so können die Bezeichner noch erweitert werden, beispielsweise: "Qo_L3/XCBR05.Pos"


Bild 2 - Freiluftschaltanlage und Logische Knoten

Diese Modellierung stellt den Kern des Standards IEC 61850 dar.

Der Standard definiert nahezu 100 verschiedene Logische Knoten mit zusammen etwa 2000 Datenobjekten.

Mit einem Read-Dienst können ein einzelner Meßwert wie "Subst1.Relay5/MMXU2.AphsB" oder alle Meßwerte wie "Subst1.Relay5/.MX" gelesen werden.

Damit diese Namen, die bis zu 64 Zeichen lang sein können, nicht bei jeder Meldung mit übertragen werden müssen, werden Meldungsübertragungen speziell optimiert. Dazu ersetzt ein einziger "inclusion bitstring" alle Namen in einer Meldung. Werden 10 Werte gleichzeitig gemeldet, dann wird anstatt der langen Namen, nur eine Bitleiste von 10 Bits (!) übertragen. Jede Variable hat eine Position im Meldungsblock. Ist der Wert beispielsweise der Variable "Subst1.Relay5/MMXU2.AphsB" vorhanden, dann wird das Bit an der entsprechenden Position gesetzt und der Wert der Variable mit übertragen. Ist es nicht gesetzt, wird für diese Variable kein Wert übertragen. Auf diese Weise lassen sich Übertragungs-effiziente Meldungen generieren. Für andere Funktionen wie das wahlfreie Lesen von Werten werden die kompletten Namen verwendet.

Das Auslösen der Meldungen erfolgt aufgrund unterschiedlicher, vom Client on-line änderbarer Kriterien (zyklisch, bei Werteänderung, bei Grenzwertverletzungen, etc.). Es lassen sich alle oder nur die geänderten Werte übertragen. Zur weiteren Optimierung dient die Sammlung mehrere Änderungen und deren gemeinsame Übertragung anhängig von einer eingestellten Zeit oder nach einer bestimmten Anzahl von Änderungen. Oder es können Übertragungen beim Verlassen eines on-line parametrierbaren Bandes (Deadband) ausgelöst werden.

Diese Modelle garantieren eine maximale Wiederverwendbarkeit einmal spezifizierter Anwendungsmodelle. So lassen sich verschiedene Leistungsschalter einfach als Instanzen des Leistungsschalter-Modells ableiten. Die typischen Informationen jedes Schalters sind damit automatisch generierbar. Entscheidend kommt hinzu: Die Namen der Datenobjekte heißen -- bis auf Instanz-spezifische Suffixes und Präfixes -- immer gleich. Damit wird eine Menge standardisierter Begriffe (Semantik) definiert, die eine Verständigung mit einem Leistungsschalter ermöglichen.

Die Modelle erlauben die Wiederverwendung einmal definierter, typischer Funktionen in der Stationsautomatisierung. Dies vereinfacht drastisch die Definition, Erstellung, Konfiguration, Benennung und die Pflege der Data Dictionaries und die Integration dieser Daten in übergeordnete Systeme. Zudem werden dadurch viele Fehlerquellen bei der Datenverwaltung und -pflege von vornherein vermieden.

Die Unterscheidung in Applikationsmodelle, Dienste und Kommunikationsprofile eignet sich für die meisten Anwendungen im industriellen Umfeld, um damit offene, leistungsfähige und kostengünstige Lösungen zur einheitlichen Verständigung zu realisieren.

Die Arbeitsgruppen zum Standard IEC 61850:

Die drei folgenden IEC TC 57-Arbeitsgruppen sind an der Erarbeitung des Standards IEC 61850 beteiligt:

WG 10: Functional Architecture, Communication Structure and General Requirements
WG 11: Communication within and between Unit and Substation Levels
WG 12: Communication within and between Process andUnit Levels

Die Teile des Standards "Communication networks and systems in substations" 61850:

Part 1: Basic principles
Part 2: Glossary
Part 3: General requirements
Part 4: System and project management
Part 5: Communication requirements for functions and devices models Part 6: Substation automation system configuration
Part 6: Substation automation system configuration (XML based)
Part 7-1: Basic communication structure for substation and feeder equipment - Principles and models
Part 7-2: Abstract communication service interface (ACSI)
Part 7-3: Common data classes
Part 7-4: Compatible logical node classes and data classes
Part 8-1: SCSM - Mapping to MMS (ISO/IEC 9506 Part 1 and Part 2) and ISO/IEC 8802-3
Part 9-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) - Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point link
Part 9-2: Specific Communication Service Mapping (SCSM) - Sampled values over ISO/IEC 8802-3
Part 10: Conformance

Die einzelnen Kommunikationsfunktionen (Modelle und Services) des Teils 61850-7-2 sind im folgenden aufgelistet:

Server model:
ServerDirectory

Logical device model:
LogicalDeviceDirectory

Logical node model:
LogicalNodeDirectory

Data object model:
GetDataObjectValues
SetDataObjectValues
GetDataObjectDefinition
DataObjectDirectory

Data attribute model:
GetDataAttributeValues
SetDataAttributeValues

Data set model:
GetDataSetValue
SetDataSetValue
CreateDataSet
DeleteDataSet
DataSetDirectory

Publish and subscribe data transfer model:
Report
GetReportControlValue
SetReportControlValue
CreateReportControl
DeleteReportControl
GetLogControlValue
SetLogControlValue
GetLogStatusValue
QueryLog
EmtyLog

GOOSE model:
Activate
Deactivate
GetGOOSEControlValue
SetGOOSEControlValue

Control model:
Select
SelectWithValue
Cancel
Operate
CommandTermination
Synchrocheck
TimeActivatedOperate
Substitution model:
Substitute
UnSubstitute

Transmission of sampled values model:
GetSampledMeasuredValuesControlValue
SetSampledMeasuredValuesControlValue

Time synchronisation model:
Prepare
Measure
Synchronise

FILE transfer model:
GetFile
SetFile
DeleteFile
FileDirectory?

Die wichtigsten Logischen Knoten des Teil 61850-7-4

Zur Verdeutlichung des Modellierungsmethode folgen einige Auszüge aus 61850-7-4.

Die folgenden Gruppen Logischer Knoten mit ihren Bezeichnern sind definiert:

Gruppe Logischer Knoten
Bezeichner der Gruppe
Logical Node Zero
L
Protection functions
P
Protection related functions
R
Supervisory control
C
Switchgear
X
Instrument Transformer
T
Power Transformer
Y
Further power system equipment
Z

Die Bezeichner für die Gruppen werden in den einzelnen Klassen als erster Buchstabe (PBRO steht für "Protection Function") verwendet.

Die Logischen Knoten für Schutzfunktionen ("P...") sind in folgender Tabelle aufgelistet:

Semantik des Logischen Knoten
IEEE Code
Referenz des Logischen Knoten
Basic relay object   PBRO
Zero speed and underspeed 14 PZSU
Distance protection 21 PDIS
Volts per Hz relay 24 PVPH
Undervoltage 27 PTUV
Directional element   PDIR
Over power 32O PTOP
Under power 32U PTUP
Undercurrent 37C PTUC
Thermal overload relay 49 PTTR
Instantaneous overcurrent 50 PIOC
Time overcurrent 51 PTOC
Voltage controlled/dependent time Overcurrent 51V PVOC
Over power factor relay 55O POPF
Under power factor relay 55U PUPF
Over power factor relay 55O POPF
Overvoltage 59 PTOV
Earth fault protection (Ground detector) 64 PHIZ
Stator earth fault 64S PSEF
Phs-angle or out-of-step-relay 78 PPAM
Protection Scheme   PSCH
Under frequency protection 81U PTUF
Over frequency protection 81O PTOF
Differential relay 87 PDIF
Harmonic restraint   PHAR

 Warum braucht der Markt diesen Standard?

Mit zunehmend intelligenteren Geräten nimmt die Anzahl und die Komplexität der Daten in den verteilten Geräten deutlich zu. Schon jetzt entfallen bis zu 80% der Kosten für neue Informations- und Kommunikations-Anwendungen auf die Integration vorhandener verteilter Daten. Heutige Systeme müssen mit erheblichen Aufwendungen projektiert und gewartet werden. Durch die umfangreichen Datenmodelle wird die Projektierung deutlich vereinfacht, weil die einzelnen Modelle - einmal im Standard definiert - immer wieder verwendet werden können. Durch die Verwendung von einer Menge standardisierter hierarchischer Namen ist die Fehlerhäufigkeit deutlich geringer. Die anwendungspezifischen Namen aus der Anwendung brauchen nicht jedesmal neu auf irgendwelche Indizes abgebildet zu werden. Die Namen aus dem Standard können direkt für die Projektierung und die Kommunikation (immer wieder) verwendet werden.

Durch die Verwendung weiterer offener Standards wie Ethernet, TCP/IP und MMS ist gewährleistet, dass die Basis von IEC 61850 ebenfalls lange stabil bleiben wird -- über mehrere Lebenszyklen von Systemen hinweg. Der Standard eignet sich auch heute schon für den Anschluß bestehender Systeme an einen offenen Informationsverbund (Nach- und Umrüsten - Retrofitting siehe Bild 3). Durch die Abbildung bestehender Lösungen auf ein und denselben Standard IEC 61850 können die Informationen, die heute meistens schwer von außen zugänglich sind, Teil eines offenen Verbundes werden, ohne dass die bestehenden Systeme verändert werden müßten.


Bild 3
- Retrofitting

Durch den Einsatz von Namen (mit definierter Bedeutung!) können bei der Fehlersuche die ausgetauschten Informationen direkt - und das unabhängig vom Hersteller - interpretiert werden! Auf der anderen Seite können durch das Lesen der Objektdefinitionen aus einem Gerät die standardisierten Eigenschaften der Geräte (Selfdescription) ausgelesen werden.

In vielen Fabriken von General Motors beispielsweise stellen 90% aller verteilter Daten zwar einfache Signale dar; Fehler bei ihrer "Verschaltung" verursachen jedoch 50% der gesamten Wartungskosten einer Anlage.

Eine EPRI-Studie in den USA geht weiter davon aus, dass 5 Milliarden DM des jährlichen Kommunikations- und Informationstechnik-Budgets der Energieversorgungsunternehmen in Höhe von 10 Milliarden DM auf die Anpassung von Datenbeständen an neue Schnittstellen entfallen.

Insgesamt hat die Industrie 1998 laut einer Forrester Studie 160 Milliarden DM für die Integration von neuen Applikationen ausgegeben -- das sind 30 bis 40% des gesamten Budgets für IT-Systeme.

IEC 61850 und UCA 2.0

Die wesentlichen internationalen System- und Gerätehersteller haben zusammen mit den wesentlichen nordamerikanischen und vielen europäischen Energieversorgern eine auf MMS basierende einheitliche Lösung für das offene Zusammenwirken von Automatisierungskomponenten in Energieversorgungsanlagen unter Echtzeitbedingungen erarbeitet. Das Ergebnis wurde Ende 1999 als IEEE Technical Report 1550 "Utility Communications Architecture (UCATM)" veröffentlicht:

Part 1: Introduction to UCA Version 2.0
Part 2: UCA Profiles
Part 3: UCA Common Application Service Models (CASM) and Mapping to MMS
Part 4: UCA Generic Object Models for Substation and Feeder Equipment (GOMSFE)

Die wesentlichen Teile von UCA sind in die IEC-Standard-Entwürfe der Reihe 61850 eingeflossen.

Der international anerkannte IEC-Standard 60870-6 TASE.2 (auch ICCP - Intercontrol center communication protocol genannt) basiert ebenfalls auf MMS.

Glossary:
ACSI
Abstract Communication Service Interface (IEC 61850-7-2); equivalent to UCA CASM
CASM
UCATM Common Application Service Model (Get, Set, Reporting, Logging, Control, ...)
EPRI
Electric Power Research Institute, Palo Alto, CA, USA
GOMSFE
UCATM Generic Object Model for Substation Feeder Equipment; Models and meta data on some 100 substation device models (switch, breaker, transformer, RTU, ...).
ICCP
Inter-Control Center Communications Protocol (IEC 60870-6 TASE.2)
IEC
International Electrotechnical Commission
IEEE
The Institute of Electrical and Electronics Engineers
MMS
Manufacturing Message Specification (ISO/IEC 9506)
TASE.2
Telecontrol Application Service Element Two
UCATM
Utility Communication Architecture (IEEE TR 1550)

Mit freundlicher Genehmigung von SCC Karlsruhe zur Verfügung gestellt.

© SCC 2000


03.10.2002


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