RWE Power i Siemens wdrażają IEC w obszarze elektrycznych potrzeb własnych elektrowni

Transkrypt

1 RWE Power i Siemens wdrażają IEC w obszarze elektrycznych potrzeb własnych elektrowni Rozwiązania dla automatyki, elektryki oraz IT. Tłumaczenie i przedruk artykułu VGB PowerTech kwiecień 2008 Autorzy: Mgr inż. Jörg Ciuches Mgr inż. Robert Ostertag Answers for energy.

2 RWE Power i Siemens wdrażają IEC w obszarze elektrycznych potrzeb własnych elektrowni Streszczenie RWE Power buduje obecnie na terenie swojego zakładu w Neurath dwa najnowocześniejsze na świecie, zasilane węglem brunatnym bloki energetyczne o wydajności elektrycznej 1100 MW każdy oraz o sprawności ponad 43%. Rozwiązania techniczne bazują na dobrych wynikach zastosowania technologii BoA (zasilana węglem brunantym elektrownia z zoptymalizowanymi procesami technologicznymi) w elektrowni RWE Niederaußem. Jeden z najważniejszych elementów bloku BoA w Niederaußem to główny system AKPiA ze strukturalnymi systemami automatyki oraz rozproszoną integracją urządzeń wykonawczych, zaworów i kontrolerów napędów w rozdzielnicy via Profibus. Blok BoA w Niederaußem funkcjonuje od 2002 r. i spełnił wszystkie pokładane w nim nadzieje. Niezależnie od dobrych efektów uzyskanych w Niederaußem, technologia ta wciąż jest rozwijana. Nowe bloki w Neurath zostaną znacznie udoskonalone. Jedna z innowacji to bezpośrednia integracja elektrycznych potrzeb własnych z technologią głównego systemu sterowania z wykorzystaniem standardu IEC Od czasu opublikowania tego standardu w 2004 r. w odniesieniu do automatyki rozdzielnic i elementów sterujących, systemy sterowania elektrowni również uległy zmianie. Po raz pierwszy w przypadku IEC istnieje znormalizowane rozwiązanie bazujące na sieci Ethernet i TCP/IP dla instalacji rozdzielczych. IEC to kompleksowa norma definiująca platformę komunikacji oraz szczegółowe wymagania dotyczące infrastruktury sieciowej i elementów sieciowych, modeli danych, kryteria interoperacyjności oraz proces technologiczny. Zastrzeżone protokoły, wyspecjalizowane systemy magistrali oraz rozwiązania specyficzne dla producenta to już przeszłość. Nowa norma oferuje o wiele większe możliwości normalizacji struktur e-technologicznych oraz ich integrację w ramach całego procesu, bez uwiązania do jednego producenta. Autorzy Mgr inż. Jörg Ciuches Kierownik Projektu ds. Elektryki i Automatyki Sterowania RWE Power AG, Dział Budowy Elektrowni Elektrownie Zasilane Węglem Brunatnym, Elektrownia Neurath, Essen/Niemcy Mgr inż. Robert Ostertag Kierownik ds. Rozwoju Biznesu Region: Niemcy, Siemens AG, Energy Sector, Fossil Power Generation Instrumentation, Controls & Electrical Erlangen/Niemcy Standaryzacja, która nie bazuje na rozwiązaniach jednego producenta, zwiększa zdolność planowania i redukuje nakłady planistyczne. Celem było wdrożenie magistralowej koncepcji systemu kontrolno-pomiarowego w nowych blokach BoA w Neurath; analiza koncepcji wykorzystujących IEC była tu naturalnym rozwiązaniem na potrzeby integracji elektrycznych potrzeb własnych. Wybór nowoczesnego systemu automatyki SPPA-T3000 firmy Siemens przez RWE Power umożliwia wdrożenie zintegrowanego systemu z bezpośrednim połączeniem do elementów elektrycznego zasilania pomocniczego, z ich interfejsem IEC w głównym systemie kontrolno-pomiarowym. Oznacza to, że bloki BoA w Neurath nie wymagają już stosowania oddzielnego wyposażenia kontrolno-pomiarowego rozdzielnicy, które było wymagane w przypadku Niederaußem. Przyniesie to wiele korzyści w dziedzinie zarządzania elektrownią, np. filozofię zintegrowanego sterowania i projektowania oraz wspólne archiwum na potrzeby skutecznej analizy usterek. Dwa nowe bloki F i G z zainstalowanymi ok. 200 polami SN i 124 szynoprzewodami nn w Neurath ponownie wyznaczają nowe standardy, dzięki zastosowaniu innowacyjnych i przyszłościowych rozwiązań Wstęp RWE Power buduje obecnie na terenie swojej elektrowni w Neurath dwa najnowocześniejsze na świecie bloki energetyczne zasilane węglem brunatnym, każdy o mocy elektrycznej 1100 MW i efektywności wykorzystania paliwa > 43 % (rys. 1). To rozwiązanie techniczne oparte jest na dobrych doświadczeniach z technologią BoA (elektrownia opalana węglem brunatnym ze zoptymalizowanymi procesami technologicznymi) w elektrowni RWE Power w miejscowości Niederaußem. Ważną częścią składową bloku elektrowni BoA w Niederaußem jest nadrzędny system sterowania z centralną konfiguracją systemów automatyki i rozproszoną integracją urządzeń wykonawczych, napędami nastawników na miejscu i odgałęzieniami silnikowymi w rozdzielnicach, przyłączonych przez magistralę Profibus. Blok BoA w Niederaußem jest eksploatowany od 2002 r. i w pełni spełnił wymagania. Pomimo dobrych doświadczeń w Niederaußem technika rozwija się dalej w nowych blokach BoA w Neurath mogą zostać wprowadzone dodatkowe udoskonalenia. Do tych innowacji należy bezpośrednia integracja systemu potrzeb własnych z nadrzędnym systemem sterowania, zgodnie z normą IEC Odkąd w 2004 r. przyjęto IEC nową normę dotyczącą automatyki rozdzielnic, nastąpił również przełom w systemach sterowania elektrowniami. Poprzez IEC wprowadzono po raz pierwszy znormalizowane, oparte na Ethernet i TCP/IP rozwiązanie w zakresie urządzeń rozdzielających energię elektryczną. Zakres normy IEC jest bardzo obszerny, poza platformą komunikacyjną z konkretnymi wymaganiami względem układu sieci i elementami tej sieci określono w niej również modele danych, kryteria interoperacyjności i proces technologiczny. Własne protokoły, specjalne magistrale lub rozwiązania specyficzne dla producenta należą tym samym do przeszłości. Otwiera to większe możliwości standaryzacji struktur elektronicznych i ich włączenia do całego procesu bez konieczności wiązania się z poszczególnymi producentami. Niezależna od producentów standaryzacja zwiększa pewność planowania/inwestycji i wskutek tego obniża koszty prac przygotowawczych. Z powyższych względów w ramach konsekwentnego podążania za koncepcją systemu sterowania zorientowaną na magistralę, w przypadku obu nowych bloków BoA w Neurath oczywiste było zbadanie również koncepcji na podstawie IEC i zastosowanie jej ostatecznie także do integracji systemu elektrycznych potrzeb własnych. Zdecydowanie się przez RWE Power na nowoczesny system sterowania elektrownią SPPA-T3000 firmy Siemens pozwala na zintegrowane rozwiązanie z bezpośrednim przyłączeniem elementów potrzeb własnych, z użyciem interfejsu zgodnego z IEC 61850, do nadrzędnego systemu sterowania. Wskutek tego w przypadku bloków BoA w Neurath można zrezygnować z niezależnego systemu sterowania rozdzielniami, który był jeszcze wymagany w Niederaußem. Tym samym można wykorzystać szereg dodatkowych zalet w prowadzeniu eksploatacji jak np. wspólna filozofia obsługi i projektowania oraz wspólne archiwum do efektywnej analizy zakłóceń. Rys. 1. Model nowo budowanych bloków F i G w elektrowni Neurath. 2 VGB PowerTech 4/2008

3 Norma IEC Wskutek postępującej globalizacji i deregulacji na rynku energetycznym zarówno operatorzy sieci elektroenergetycznych, jak i producenci dostrzegli konieczność dalszej normalizacji w zakresie urządzeń rozdzielających energię elektryczną. Dlatego specjalistów na całym świecie połączył cel określenia standardu komunikacji dla rozdzielni, który obowiązywałby w skali międzynarodowej. Wyniki zostały podsumowane w IEC oraz opublikowane. Odkąd w 2004 r., po ponad 10 latach intensywnej działalności normalizacyjnej na całym świecie przyjęta została IEC jako norma dla urządzeń rozdzielających energię elektryczną obowiązująca w skali międzynarodowej, upowszechniła się ona we wszystkich obszarach rozdziału energii. Spektrum wykonywanych urządzeń rozciąga się od sieci przesyłowej (400 kv) do sieci dystrybucyjnej (110, 20, 10 kv) zakładu energetycznego, poprzez zakłady komunalne i elementy infrastruktury aż do zakładów przemysłowych. Norma IEC jest dziś akceptowanym na całym świecie standardem komunikacji dla rozdzielni i już po czterech latach może być określana jako najlepsza dostępna technika. Do końca 2007 r. tylko przez Siemens zostało zrealizowane na całym świecie ponad 300 obiektów z tego w Niemczech i krajach sąsiednich ok Przy takich referencjach i akceptacji tego standardu w skali światowej została utorowana droga do rozszerzenia na inne obszary zastosowania, również w rozdzielniach potrzeb własnych elektrowni. RWE Power decyduje się na zintegrowane rozwiązanie W fazie opracowywania projektu BoA 2 i 3 w zakresie automatyzacji sterowania systemem potrzeb własnych do wyboru były dwie koncepcje. Przyłączenie rozdzielni potrzeb własnych za pomocą okablowania równoległego do nadrzędnego systemu sterowania. Niezależny system sterowania rozdzielnią oparty na magistrali, z połączeniem szeregowym z nadrzędnym systemem sterowania. Przyłączenie rozdzielni potrzeb własnych za pomocą okablowania równoległego ma tę zaletę, że po wykonaniu stosunkowo łatwo je zmienić, ale pociąga za sobą również szereg ograniczeń w eksploatacji urządzeń: Aktualny stan obiektowych komponentów elektrycznych nie może być rejestrowany i wyświetlany centralnie przez system diagnostyczny. Dodatkowe informacje, takie jak cykle łączeniowe i prądy przełączania do uwarunkowanej stanem konserwacji np. wyłączników nie mogą być analizowane bezpośrednio, ponieważ są one dostępne z reguły wyłącznie w interfejsach magistrali. Jeśli tymczasowo lub ciągle potrzebne są dodatkowe informacje z komponentów systemu potrzeb własnych, pociąga to za sobą zawsze zwiększone koszty projektowania, montażu i uruchomienia. W celu wyeliminowania tych wad, jak dotąd pozostawała jedynie możliwość zainstalowania niezależnego systemu sterowania rozdzielnią i pogodzenia się przy tym z wadą w postaci konieczności konserwacji i obsługi dodatkowego systemu sterowania. Interfejsy użytkownika poszczególnych systemów nie były ze sobą zgodne, a wyjaśnienie zakłóceń utrudnione przez dwa niezależne archiwa. W celu niezbędnej wymiany ważnych danych z nadrzędnym systemem sterowania należało wtedy jeszcze uzgodnić interfejs, który pociągnie za sobą również w przyszłości nakłady na utrzymanie. Jednak w rozmowach wyjaśniających na tematy techniczne szybko stało się jasne, że należy rozważyć zalety wariantu przyłączenia równoległego do magistrali. Głównymi przemawiającymi za tym przyczynami było mniej potrzebnego miejsca na sprzęt (tablica połączeń oraz moduły elektroniki/ automatyki odpadają), niższe nakłady na okablowanie, niższe nakłady na projektowanie sygnałów i lepsze rozchodzenie się sygnałów dzięki zmianie parametrów bez dodatkowego sprzętu w przyszłości. Dla RWE Power nie ulegało wątpliwości, że uwzględnione zostaną jedynie znormalizowane złącza magistrali. Dlatego rozwiązania z zakresu cyfrowych stacyjnych systemów sterowania zostały porównane z przyłączem według IEC xxx lub protokołu IEC Z uwagi na planowany długi okres eksploatacji obiektu i przewagę techniczną nowej technologii została podjęta decyzja o zastosowaniu nowoczesnego rozwiązania zgodnego z IEC Spółka RWE Power odniosła przy realizacji korzyści z tego, że Siemens przy systemie sterowania SPPA-T3000 mógł podłączyć komponenty systemu potrzeb własnych do systemu sterowania zgodnie z normą IEC Tym samym drugi, odrębny system sterowania dla potrzeb własnych nie był konieczny i uniknięto związanych z nim wad. Wskutek dodatkowego oprzyrządowania dla kolejnego systemu sterowania i znacznie zwiększonych kosztów inżynierii, obsługi i konserwacji odrębnego systemu sterowania, rozwiązanie w postaci integracji systemu potrzeb własnych z nadrzędnym systemem sterowania na podstawie normy IEC poza wyżej wymienionymi zaletami zapewnia najlepszy stosunek korzyści do kosztów. Dzięki decyzji o wyborze oferowanego przez Siemens zintegrowanego rozwiązania z bezpośrednim podłączeniem systemu potrzeb własnych do nadrzędnego systemu sterowania można wykorzystać zalety wariantu z magistralą i jednocześnie uniknąć wad związanych z drugim systemem sterowania. Oczekiwania RWE POWER jako projektanta Norma IEC przyjęła się na rynku w krótkim czasie i została zachowana w wielu projektach. Tym samym przyłączenie systemu potrzeb własnych za pomocą protokołu magistrali zgodnego z IEC jest rozwiązaniem przyszłościowym i obiecującym w odniesieniu do planowanego okresu użytkowania maksymalną elastyczność urządzeń. System potrzeb własnych zostanie zbudowany niezależnie od nadrzędnego systemu sterowania na bazie jednolitego standardu IEC Ta koncepcja może zatem zostać wykorzystana dla różnych lokalizacji elektrowni i różnych ich typów. Niezbędne dopasowania w rozdzielniach i w pozostałych urządzeniach polegają często jedynie na zastosowaniu zaktualizowanych typów urządzeń obiektowych i dopasowaniu liczby ich sztuk. Ponadto koncepcja zgodna z IEC zapewnia również wystarczającą elastyczność w zakresie możliwości reagowania na zjawiska specyficzne dla danego obiektu lub instalacji. W przypadku nowych obiektów pożądana może być budowa blokady instalacji lub innej automatyki zabezpieczeniowej sieci z użyciem funkcji GOOSE (ang. Generic Object Oriented Substation Event), w przypadku modernizacji można natomiast dalej używać istniejącego zabezpieczenia przewodowego. Funkcja GOOSE zapewnia komunikację poprzeczną pomiędzy urządzeniami polowymi rozdzielni, niezależnie od istnienia nadrzędnego systemu sterowania. Przy planowaniu kolejnych nowych obiektów lub modernizacji można odwołać się do istniejących podstaw projektowania. Dzięki temu obniży się koszty prac przygotowawczych. Przy tym zapewniona jest szybka i niezakłócona realizacja projektu. Z uwagi na to, że teraz cała automatyzacja to zintegrowany proces, eliminowane są złącza do ewentualnego odrębnego systemu sterowania rozdzielnią. Z reguły komponenty systemu potrzeb własnych są dostarczane niezależnie od systemu sterowania. Przykładowo, dostawca rozdzielni dostarcza systemy podstawowe i pomocnicze z zabezpieczeniem rozgałęzień i kompletną automatyką zabezpieczeniową z użyciem GOOSE lub przewodową na własną odpowiedzialność. VGB PowerTech 4/2008 3

4 Standardem przesyłania do dostawców systemów sterowania jest określony w normie IEC plik SCD (ang. Substation Configuration Description Opis Konfiguracji Podstacji). Plik SCD jest znormalizowanym, odczytywalnym maszynowo (przez komputer) opisem obiektu opartym na XML. Odpowiedzialność w tym punkcie przejścia jest uregulowana jednoznacznie: dostawca rozdzielni ponosi pełną odpowiedzialność za bezpieczny sposób eksploatacji rozdzielni, dostawca systemu sterowania ponosi pełną odpowiedzialność za integrację procesów z procesem technologicznym. Oczekiwania RWE Power jako operatora Dla operatorów dostępny jest jedynie interfejs użytkownika do systemu potrzeb własnych oraz do prowadzenia procesu. Dzięki temu wzrasta jakość prowadzenia procesu i zapobiega się błędom operatora. Ponadto redukowane są nakłady na szkolenia dla operatorów. Poprzez sterowanie prawami dostępu w systemie sterowania można zapewnić wyko- nywanie niezbędnych czynności obsługowych na urządzeniach potrzeb własnych wyłącznie przez wykwalifikowany personel. Dzięki wspólnej, terminowej archiwizacji danych dotyczących procesu i potrzeb własnych w wyświetlanym komunikacie i w archiwum możliwe jest skuteczne i szybkie wyjaśnianie zakłóceń dla całego obiektu. RWE Power przywiązuje duże znaczenie do przesyłania do nadrzędnego systemu sterowania wyłącznie danych odnoszących się do eksploatacji urządzeń. Poza pozycjami przełączników poszczególnych przyrządów sterujących należą do nich przede wszystkim zbiorcze komunikaty o zakłóceniach na polu, wartości analogowe jak prąd i napięcie oraz zapisy zakłóceń z odgałęzień średniego napięcia. Dodatkowe dane, które nie są wyświetlane i archiwizowane w systemie sterowania, mogą w razie potrzeby zostać odczytane z urządzeń obiektowych, centralnie ze stacji operatorskiej, i być przetwarzane dalej. Do celów diagnostyki eksploatacyjnej komponentów sieci zgodnych z IEC oraz składowych pola elektrycznego znajdujących się w systemie potrzeb własnych używany jest centralny interfejs operatorski nadrzędnego systemu sterowania. Tym samym RWE Power i Siemens wdra aj IEC wykrywanie błędów jest wspólne w całym systemie sterowania i nie wymaga żadnej dodatkowej specjalizacji. System sterowania SPPA-T3000 Jako nadrzędny system sterowania w projekcie BoA 2 i 3 w Neurath zostanie zastosowany system SPPA-T3000 firmy Siemens. SPPA-T3000 to najnowsza generacja systemów sterujących procesami, został on opracowany specjalnie do zastosowania w instalacjach wytwarzających energię. System można dopasować, począwszy od niewielkich zastosowań w ciepłowniach, a kończąc na głównym systemie sterowania blokami dużej elektrowni, jest on oparty na zorientowanej obiektowo strukturze danych ze ścisłym hierarchicznym oddzieleniem pomiędzy interfejsem procesu (gromadzenie danych), poziomem serwera z serwerami automatyzacji (przetwarzanie w czasie rzeczywistym) i serwerami aplikacji (przetwarzanie nie w czasie rzeczywistym) oraz poziomem operatora (thin client). Struktura systemu SPPA-T3000 Poziom operatora Serwer czasu Serwer aplikacji Poziom serwerów Magistrala automatyki SIMATIC S7 Serwer automatyki CM104 Optymalizacja procesów Integracja zgodna z IEC Funkcje automatyzacji Funkcje bramy Magistrala Profibus IEC Technologia procesów przetwórczych Średnie napięcie Zabezpieczenie bloku Niskie napięcie Zabezpieczenie sieci Regulator napięcia Układy załączania rezerwy Urządzenia synchronizujące System elektrycznych potrzeb własnych Rys. 2. Koncepcja SPPA-T3000 wraz z integracją zgodnie z normą IEC VGB PowerTech 4/2008

5 Koncepcja rozwiązania IEC na przykładzie BoA 2 i 3 w Neurath W opisanym projekcie chodzilo przede wszystkim o zintegrowanie z nadrzędnym systemem sterowania ponad 200 pól rozdzielni średniego napięcia, znajdujących się na obu blokach energetycznych zasilanych węglem brunatnym wraz z częścią ogólną oraz 124 szynoprzewodów niskiego napięcia (rys. 3). Później dochodzą do tego jeszcze dodatkowe części instalacji, jak urządzenia zabezpieczające bloki, przyłączenie do sieci i układy załączania rezerwy. Dziś cały system potrzeb własnych z ok informacji zostanie zintegrowany zgodnie z IEC Technologia w systemie potrzeb własnych Rys. 3. Główne komponenty do integracji systemu elektrycznych potrzeb własnych. Jednym z głównych celów SPPA-T3000 jest uniknięcie systemów typu black-box lub niepotrzebnego podłączenia urządzeń dodatkowych w związku z tym włączenie systemu elektrycznych potrzeb własnych było ważnym krokiem (rys. 2). Innowacyjna i przyszłościowa koncepcja IEC ze zorientowaną obiektowo strukturą danych i siecią Ethernet jako platformą komunikacyjną pasuje idealnie do struktury systemu SPPA-T3000. Z tego względu i dzięki dobrym doświadczeniom z IEC w pierwszych projektach pilotowych wcześnie została podjęta decyzja o zainstalowaniu systemu potrzeb własnych zgodnie z IEC Stosownie do tego, już przy okazji konferencji VGB KELI w maju 2006 r., na której nowy system sterowania elektrownią SPPA-T3000 został przedstawiony po raz pierwszy szerokiemu gronu specjalistów, zapowiedziano integrację systemu potrzeb własnych zgodnie z normą IEC jako następny krok w zakresie innowacji. Dziś okazuje się, że ta decyzja była właściwa, gdyż w niemal wszystkich przetargach na budowę nowych bloków energetycznych na całym świecie wymagany jest interfejs według normy IEC Integracja zamiast przyłączenia Włączenie filozofii IEC do systemu sterowania elektrownią jest ukierunkowane na specyficzne wymagania operatorów systemów dystrybucyjnych w zakresie potrzeb własnych w elektrowni. Zatem postawiono na ścisłą integrację systemu potrzeb własnych z nadrzędnym systemem sterowania, a nie tylko na przyłączenie. Odzwierciedla się to szczególnie w następujących punktach: Rozwiązanie zgodne z normą bez cech specyficznych dla producenta. Jasno zdefiniowane połączenie z urządzeniami potrzeb własnych poprzez import plików SCD i bezpośrednie dalsze przetwarzanie tych danych. Filozofia obsługi jest zgodna z nadrzędnym systemem sterowania. Zarządzanie prawami zapewnia dostęp wyłącznie wykwalifikowanemu personelowi. Synchronizacja czasu nadrzędnego systemu sterowania obejmie urządzenia obiektowe zgodne z IEC Wspólne archiwum danych procesu oraz danych z systemu potrzeb własnych. Rozszerzenie diagnostyki nadrzędnego systemu sterowania na komponenty zgodne z IEC do poziomu pola. Automatyczne pobieranie zapisów zakłóceń i centralne składowanie na serwerze. W normie IEC ujęto bardzo obszernie wszystkie kwestie związane z rozdzielniami i ich urządzeniami dodatkowymi. Ponadto uwzględniono w niej również proces technologiczny, budowę sieci Ethernet oraz wymagania dotyczące komponentów sieci, co z kolei znacznie wpłynęło na koncepcję realizacji systemu sterowania. IEC jako pierwsza norma zawiera w swoich definicjach również proces technologiczny. Filozofia procesu technologicznego ukierunkowana jest przy tym na struktury powszechnie występujące w rozdzielaniu energii, zatem od dołu do góry lub dokładniej od pola do systemu sterowania. Przede wszystkim parametryzowane są urządzenia obiektowe z ich specyficznymi narzędziami projektowania (np. DIGSI dla urządzeń SIPROTEC), i generowane są zdefiniowane w IEC ICD (ICD = IED Configuration Description Opis Konfiguracji IED; IED = Intelligent Electronic Deivice Inteligentne Urządzenie Elektroniczne) (rys. 4). Na drugim etapie te ICD są zbierane do SCD (Substation Configuration Device Opis Konfiguracji Podstacji). Pliki SCD przedstawiają z reguły rozdzielnię. W tym celu pliki ICD są ładowane w konfiguratorze systemu, np. DIGSI, i uzupełniane o adresy IP oraz funkcjonalności GOOSE. Usługi te są świadczone w ramach projektu BoA 2 i 3 przez dostawcę instalacji, niezależnie od systemu sterowania. SPPA-T3000 jest w stanie importować te pliki SCD, aby uniknąć w ten sposób dwukrotnego wprowadzania informacji dotyczących rozdzielni. Import danych jest idealnie zgodny z koncepcją techniczną systemu SPPA-T3000, polegającą na wprowadzaniu wszystkich danych tylko w jednym miejscu bezpośrednio w systemie lub poprzez import danych. To pozwala znacznie ograniczyć błędy projektowania, co prowadzi do obniżenia kosztów inżynieryjnych oraz do skrócenia czasu uruchomienia, zatem w sumie poprawia jakość projektowanego rozwiązania. Dalsze przetwarzanie danych projektowych z plików SCD następuje za pomocą standardowych narzędzi systemu sterowania, zatem poprzez połączenie z automatyzacją, archiwizację, reprezentację punktów danych na wykresie, wyprowadzenie alarmów, itd. W przypadku gdy konieczne są zmiany w komponentach systemu potrzeb własnych, istnieje możliwość importu plików SCD przy pomocy programu Delta. Interfejs importowany rozpoznaje zmiany i redukuje lub uzupełnia odpowiednio dostępne dane. VGB PowerTech 4/2008 5

6 zostały zaprojektowane specjalnie według wymagań IEC i okazały się przydatne w wielu testach interoperacyjności oraz w wielu projektach. Przyłączenie do nadrzędneg systemu sterowania Rys. 4. Proces inżynieryjny według IEC i przejęcie danych do systemu sterowania. Takie postępowanie jest konieczne przede wszystkim w przypadku, gdy przyłączone, zgodne z IEC komponenty wspomagają wyłącznie raportowanie statyczne. Jeśli natomiast przyłączone komponenty IEC umożliwiają raportowanie dynamiczne i w tym przypadku będą potrzebne dodatkowe informacje w systemie sterowania, muszą one być uzupełniane wyłącznie na etapie projektowania systemu sterowania. W momencie uruchomienia system sterowania uzyskuje poszerzony blok kontrolny zapisów z urządzenia obiektowego, a dane są udostępniane systemowi sterowania. Zmiany w urządzeniach obiektowych nie są konieczne. Eliminuje to również konieczność ponownego importu pliku SCD. Z uwagi na to, że struktura i zawartość plików SCD są znormalizowane, mogą one także pochodzić od różnych dostawców instalacji. Budowa sieci zgodnej z IEC W IEC jako platformę komunikacyjną ustalono sieć Ethernet 100 Mb/s. Preferowana jest struktura pierścieniowa ze światłowodami. Gwiaździsta struktura sieci jest wprawdzie zgodnie z normą dopuszczalna, jednakże niezalecana z uwagi na brak redundancji. Struktura pierścieniowa z zarządzaniem pierścieniem uregulowanym również w IEC zapewnia przy tym tolerancję błędów n-1 w sieci. Oznacza to, że w przypadku awarii jednego komponentu w sieci wszystkie pozostałe komponenty pozostają nadal dostępne, a awaria ma niewielki wpływ na eksploatację urządzeń. Na szczegółową budowę sieci bardzo duży wpływ mają interfejsy komunikacyjne przyłączonych komponentów. Najprostszą formą jest tu interfejs RJ45. Za pomocą niego urządzenie może zostać połączone z przełącznikiem sieci. Jeśli dla urządzenia są dwa interfejsy, dodatkowo może zostać przyłączony przełącznik nadmiarowy. Bardzo komfortowe rozwiązanie zostało zrealizowane przez Siemens w urządzeniach SIPROTEC-4. Tutaj z tyłu urządzeń znajdują się dwa interfejsy światłowodowe. Funkcja przełączania została zapewniona bezpośrednio w urządzeniu. Przyłączenie urządzeń następuje przy tym bezpośrednio, bez zewnętrznego przełącznika w ringach swiatłowodowych. W praktyce sieć jest najczęściej kombinacją struktury pierścieniowej i gwiaździstej (rys. 5). W projekcie w Neurath w sieci średniego napięcia i w przyłączeniu zabezpieczenia bloku zostanie wykonana sama struktura pierścieniowa. W sieci niskiego napięcia i przy przyłączaniu dodatkowych komponentów elektronicznych, do światłowodowych struktur pierścieniowych zostaną włączone przełączniki sieci. Przyłączenie urządzeń obiektowych lub komponentów zgodnych z IEC nastąpi w formie struktury gwiaździstej, za pomocą kabli połączeniowych RJ45. Jak w całym projekcie, w ringach swiatłowodowych RWE Power zwraca szczególną uwagę na dokładne oddzielenie obu bloków i części ogólnej. Oddzielenie to odzwierciedla się w całej strukturze systemu sterowania. Zatem każdy blok energetyczny można wyłączyć również z poziomu systemu sterowania bez zakłócania eksploatacji pozostałych komponentów. To wymaganie obowiązuje również w odniesieniu do systemu potrzeb własnych. W przypadku sieci zgodnej z IEC oznacza to, że sieć i pierścienie są budowane oddzielnie dla obu bloków i części ogólnej. Wszystkie pierścienie sieci kończą się każdorazowo w szafie sieciowej w sterowni. Tam następuje również redundantne połączenie z magistralą automatyki nadrzędnego systemu sterowania. Komponenty sieci Z uwagi na wysokie wymagania IEC względem komponentów sieci, takie jak np. wytrzymałość spełniająca wymagania EMV (kompatybilność elektromagnetyczna), temperatury otoczenia i zarządzanie pierścieniami, w sieci zgodnej z IEC zostaną zastosowane przełączniki RS8000 firmy RuggedCom Inc. Przełączniki te Przyłączenie sieci zgodnej z normą IEC do magistrali automatyki nadrzędnego systemu sterowania następuje poprzez redundantny serwer automatyki. Te serwery automatyki dla systemu elektrycznych potrzeb własnych zapewniają bezpośrednią komunikację z serwerami automatyki poszczególnych obszarów funkcyjnych procesu i z serwerami aplikacji, oraz przejmują w razie potrzeby centralne zadania w zakresie automatyzacji dla systemu elektrycznych potrzeb własnych. Ponadto zapewniają one uregulowanie praw dostępu do interfejsu pomiędzy nadrzędnym systemem sterowania a siecią zgodną z normą IEC W celu ograniczenia obciążenia magistrali przepływ danych rozsyłanych w wiadomościach GOOSE (informacje grupowe) do nadrzędnego systemu sterowania zostaje zamknięty, i zarządza się prawami dostępu do urządzeń obiektowych systemu elektrycznych potrzeb własnych z komputera systemu sterowania. Diagnostyka w sieci zgodnej z IEC Stosownie do zintegrowanej koncepcji, diagnoza w sieci według IEC następuje poprzez NMP (Network Management Protokoll protokół zarządzania siecią) oraz narzędzia diagnostyczne nadrzędnego systemu sterowania. Diagnostyka obejmuje przy tym aktywne komponenty sieci aż do przyłączonych komponentów zgodnych z IEC (np. urządzenia SIPROTEC). Jedynie w przypadku specyficznych funkcji urządzeń obiektowych, jak np. kontrola parametrów zabezpieczających urządzeń obiektowych, przyłączane są specjalistyczne narzędzia właściwe dla producenta. Synchronizacja czasu zegarowego Synchronizacja czasu wszystkich komponentów aktywnych, przyłączonych do sieci zgodnej z IEC 61850, następuje za pomocą NTP (Network Time Protocol sieciowy protokół czasu) bezpośrednio z nadrzędnego systemu sterowania. Przyłączenie rozdzielni średniego napięcia Wszystkie pola rozdzielni średniego napięcia, potrzeb własnych lub układów technologicznych, są wyposażone w połączone urządzenia zabezpieczające/sterujące z rodziny zabezpieczeń SIPROTEC 4 firmy Siemens. Podłączenie urządzeń następuje bezpośrednio poprzez światłowody i zintegrowany przełącznik. Przy planowanej wielkości i położeniu rozdzielni proponuje się ułożenie każdorazowo pierścienia światłowodowego sieciowego na każdą rozdzielnię. 6 VGB PowerTech 4/2008

7 Rys. 5. Sieć zgodna z IEC o strukturze pierścieniowej. Pola potrzeb własnych w rozdzielniach średniego napięcia są sterowane w warunkach normalnej eksploatacji przez układy załączania rezerwy, działające niezależnie od nadrzędnego systemu sterowania. Jeśli są one wyłączone, sterowanie polami rozdzielni może następować bezpośrednio ze stanowisk operatora nadrzędnego systemu sterowania. Upoważnieniem do wykonywania czynności łączeniowych zarządza się poprzez prawa dostępu operatorów w nadrzędnym systemie sterowania. Odgałęzienia średniego napięcia, jak młyny węglowe lub pompy zasilające, są sterowane bezpośrednio z urządzeń automatyki dzięki kablom równoległym, przy czym kable są ograniczone do rozkazów sterujących i odpowiednich komunikatów zwrotnych wszystkie pozostałe informacje są przesyłane również w tych odgałęzieniach przez przyłącze magistrali zgodne z IEC Przy uwzględnieniu inżynierii systemu możliwe byłoby sterowanie poprzez magistralę automatyki. W projekcie z tego zrezygnowano. Blokada w polach rozdzielni następuje dzięki odpowiednim urządzeniom SIPROTEC, blokady poza polami dzięki przewodom poprzecznym w rozdzielniach. Z wykorzystania funkcjonalności GOOSE w tym projekcie zrezygnowano. Zapisy zakłóceń powstające przy zadziałaniu urządzeń zabezpieczających są rozpoznawane przez system sterowania i automatycznie wysyłane do centralnego serwera w sieci. Przyłączenie rozdzielni niskiego napięcia Rozdzielnie niskiego napięcia są umiejscowione decentralnie w procesie i składają się z reguły z dwóch sekcji, połączonych sprzęgłem wzdłużnym. Pola potrzeb własnych, a więc oba pola zasilające i złączka są włączane do sieci zgodnej z IEC poprzez modułowe elementy elektroniki/ automatyki systemu SICAM 1703 firmy Siemens, w celu wprowadzania/wyprowadzania danych binarnych i analogowych. Urządzenia te wyposażone są w interfejs RJ45, są one włączane do sieci poprzez przełącznik. Brak redundancji jest kompensowany przez to, że przyłączenie obu szyn następuje poprzez oddzielne moduły elektroniki/automatyki każdorazowo z własnym przełącznikiem. Jak w przypadku średniego napięcia, sterowanie polami potrzeb własnych w normalnych warunkach eksploatacji następuje przez odpowiednią automatykę połączeń, jednakże w razie potrzeby również bezpośrednio ze stanowisk operatora w nadrzędnym systemie sterowania. Wyjścia rozdzielni niskiego napięcia są, wraz z modułami SIMOCODE i zintegrowanym przyłączem do magistrali Profibus, połączone bezpośrednio z systemem automatyki. Przyłączenie zabezpieczeń bloków energetycznych Poszczególne komponenty danego urządzenia zabezpieczającego blok składają się również z zabezpieczeń z serii SIPROTEC 4 i tworzą razem niezależny pierścień zgodny z IEC Ten pierścień jest przyłączany do nadrzędnego systemu sterowania przez redundantny firewall. Zadaniem dodatkowego firewalla jest ochrona sieci zabezpieczenia bloku przed niedozwolonym dostępem z poziomu systemu sterowania, np. przez narzędzia diagnostyczne i komputer z DIGSI. Tutaj powinny być przekazywane ważne informacje z zabezpieczenia bloku do systemu sterowania jednak należy skutecznie uniemożliwiać wszelki inny wpływ urządzeń zabezpieczających. Planowanie i dozór/konserwacja urządzeń zabezpieczających blok następują jedynie bezpośrednio w sieci zabezpieczenia bloku i są prowadzone wyłącznie przez specjalnie upoważniony personel. Przyłączenie automatyki SZR Dla załączania w rozdzielni potrzeb własnych średniego napięcia jest sześć urządzeń przełączających typu SUE 3000 firmy ABB. Urządzenia te są wyposażone każdorazowo w dwa interfejsy IEC i są przyłączane do dwóch redundantnych przełączników sieci, tworząc strukturę gwiaździstą. Przyłączenie do nadrzędnego systemu sterowania następuje, jak w przypadku zabezpieczenia bloku energetycznego, z użyciem redundantnego firewalla. VGB PowerTech 4/2008 7

8 Gesamtübersicht Automatyka łączeniowa X2BFE/X2BFF System automatyki Czynności łączeniowe Cofnięcie Komunikaty Awaria, przełączenie KA gotowy Sterownik PLC gotowy Czynności komunikaty Przełączenie E1 > K Przełączenie E2 > K Podłączenie zasilania sieciowego System automatyki Czynności łączeniowe Zasilanie 2 -> podłączenie Komunikaty Awaria, przełączenie KA gotowy Sterownik PLC gotowy Czynności komunikaty Przełączenie E1 > K Przełączenie E2 > K Podłączenie zasilania sieciowego Rys. 4. Proces inżynieryjny według IEC i przejęcie danych do systemu sterowania. Wymiana danych pomiędzy elektrownią a rozdzielnią przekazującą w sieci przesyłowej najwyższego napięcia następuje również za pomocą interfejsów W celu komunikacji dane są udostępniane przez operatora sieci poprzez centralny moduł elektroniki/automatyki, typ SICAM Podsumowanie Koncepcja uzgodniona pomiędzy RWE Power a Siemens na podstawie IEC pozwala oczekiwać spełnienia wymagań zarówno z punktu widzenia projektanta, jak i operatora. System potrzeb własnych może obecnie zostać zbudowany całkowicie z komponentów zgodnych z IEC Dostępne spektrum produktów ciągle się poszerza, gdyż coraz więcej producentów wprowadza odpowiednie produkty na rynek. Zaprojektowany interfejs pomiędzy systemem potrzeb własnych a nadrzędnym systemem sterowania, z użyciem plików SCD, sprawdził się już w projekcie. Każdy dostawca odpowiada za części objęte jego zakresem dostawy i usług oraz leżące w zakresie jego kompetencji. Zalety układu magistrali służby utrzymania ruchu. mogą zostać wykorzystane dla systemu potrzeb własnych bez konieczności zastosowania dodatkowego systemu sterowania. Zmiany w czasie eksploatacji mogą być wprowadzane bez większych nakładów na poziomie systemu sterowania, przy tym unika się w możliwie najszerszym zakresie ingerencji na poziomie urządzeń potrzeb własnych. Eksploatacja urządzeń potrzeb własnych następuje odpowiednio do systemu sterowania procesami (rys. 6). Komponenty systemu potrzeb własnych są, podobnie jak komponenty obiektowe procesu technologicznego, całkowicie zintegrowane z systemem sterowania. System umożliwia konserwację i diagnostykę komponentów w pełnym zakresie. Wszystkie informacje z urządzeń wytwórczych i z systemu potrzeb własnych są przekazywane do archiwum we właściwym czasie oraz są udostępniane również w celu analiz. Wszystkie komponenty będą dostępne poprzez sieć z nastawni lub stacji operatorskich i mogą być z ich poziomu centralnie uruchamiane, poddawane konserwacji i w razie potrzeby usuwaniu zakłóceń. W przypadku awarii sprzętu można skierować do jej usunięcia służby utrzymania ruchu. Przyłączenie systemu potrzeb własnych z użyciem interfejsów IEC to innowacyjna koncepcja w celu zredukowania interfejsów w urządzeniach wytwórczych elektrowni. Jeśli to przyłączenie zostanie zrealizowane w sposób tak zintegrowany i kompletny, jak przedstawiono na przykładzie obu nowych bloków energetycznych F i G w Neurath, przyniesie ono operatorowi szereg korzyści, które poprawią jakość eksploatacji urządzeń oraz obniżą jej koszty. IEC 61850: Communication Networks and Systems in Substations (Sieci komunikacyjne i systemy sterowania podstacji), części Dodatkowe informacje VGB PowerTech 4/2008 8

9 10 Innowacyjny system sterowania SPPA-T3000 firmy Siemens w pełni integruje system elektrycznych potrzeb własnych na podstawie normy IEC

10 Niniejszy artykuł ukazał się w: VGB PowerTech Kwiecień 2008 Copyright 2008 by VGB PowerTech Niniejsze wydanie specjalne zostało wydane przez: Siemens AG Energy Sector Freyeslebenstrasse Erlangen, Niemcy Więcej informacji można uzyskać: Siemens Sp. z o.o. ul. Strzegomska Wrocław Tel: Faks.: energetyka.pl@siemens.com Fossil Power Generation Division Instrumentation, Controls & Electrical Nr katalogowy: E50001-D230-A313-X-5500 Wydrukowano w Niemczech L SD Wydrukowano na papierze bielonym bez użycia chloru. Wszystkie prawa zastrzeżone. Znaki towarowe i handlowe wymienione w niniejszym dokumencie są własnością Siemens AG, spółek holdingowych Siemens lub innych właściwych podmiotów. Zmiany zastrzeżone. Informacje w niniejszym dokumencie zawierają ogólne opisy możliwości technicznych, które nie zawsze występują w indywidualnym przypadku. Z tego względu pożądane parametry należy ustalić przy zawieraniu umowy.