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01 Grundsätzlicher Aufbau einer Station mit Prüftechnik nach IEC 61850

Testen von Schutz- und Automatisierungsgeräten nach IEC 61850

02 Die Simulationserkennung von IEC 61850 ermöglicht die einfache Unterscheidung realer und simulierter Gooses

03 „Sniffing“ von Client-Server-Verkehr mit einem Test-Client

04 Darstellung des Datenmodells, einer Goose und eines einzelnen Datenobjekts

Die IEC 61850 hat sich als Standard zur Kommunikation in Schaltanlagen und darüber hinaus in Automatisierungssystemen im Energieversorgungsbereich international etabliert. Damit rückt automatisch das Thema Testen stärker in den Fokus des Interesses.

Die IEC 61850 ist längst kein neuer Standard mehr für die Kommunikation in Schaltanlagen. Schließlich liegt ihre Einführung bereits rund zehn Jahre zurück. Mittlerweile ist die internationale Norm ausgereift und Ausgabe 2 wurde 2013 ebenfalls komplett veröffentlicht. Der mit dieser Ausgabe vollzogene Namenswechsel hin zu „Communication networks and systems for power utility automation“ (Kommunikationsnetzwerke und -systeme für die Automatisierung in der elektrischen Energieversorgung) verdeutlicht den Anspruch der Norm, Kommunikation weit über das Umspannwerk hinaus beschreiben zu wollen. Während in [2] die Signalanalyse eines Gesamtsystems beschrieben wird, fokussiert dieser Beitrag weitgehend auf Inbetriebsetzung und Test eines einzelnen IED (Intelligent Electronic Device, intelligentes elektronisches Gerät).

Die Testmöglichkeiten
Neben einem eigenen Teil (IEC 61850-10) zum Thema Testen der Konformität enthält die Normenreihe in weiteren Teilen (IEC 61850-7-x) zum Thema Datenmodellierung eine Vielzahl von Testkennungen, Testattributen und Testverfahren. Ergänzend sei darauf hingewiesen, dass sie auch Meilensteine, wie Werksabnahme (FAT, Factory Acceptance Test) und Abnahme in der Anlage (SAT, Site Acceptance Test) definiert (IEC 61850-3 [3]), das bei Inbetriebsetzung und Routineprüfung zur Anwendung kommende „functional testing“ aber eher nur streift. Bild 1 zeigt das Beispiel einer Anlagenkonfiguration „in Maximalbestückung“ mit IED unterschiedlicher Hersteller, die an einem Stationsnetzwerk angeschlossen sind. Der Leistungsschalter kann konventionell betätigt werden oder ist über Goose (Generic Object Oriented Substation Events) auszulösen. Die dargestellte Merging Unit wandelt Wandlerdaten in sogenannte Sampled Values um. Hinweis: Natürlich lässt sich IEC 61850 auch ohne Sampled Values anwenden.

Die technischen Grundlagen: Goose, …
Goose werden als sogenannte Multicasts übertragen, also als „Eins-zu-vielen“-Telegramm auf das Netzwerk „ausgestreut“. Das macht das Testen einfach: Ein an das Stationsnetzwerk angeschlossenes Prüfgerät (Bild 1) erhält diese Goose und kann das zeitliche Verhalten prüfen. Natürlich können über diese Goose Geräte miteinander kommunizieren bzw. Funktionalitäten teilen. Typische Beispiele sind Verriegelungen und Mitnahmen, wie sie zum Beispiel im Bereich der erneuerbaren Energien zum Einsatz kommen [4]). Beim Prüfen besteht immer die Anforderung, zwischen den vom Prozess generierten realen Daten und den simulierten Daten zu unterscheiden. Entsprechend wurde mit der Edition 2 der Norm eine Simulationskennung eingeführt [3]. Sie ermöglicht die einfache Unterscheidung in einem empfangenden („subskribierenden“) IED (Bild 2). Das gesamte physikalische Gerät (LPHD) wird umgeschaltet und verarbeitet dann simulierte Goose anstelle der realen. Der Mechanismus kann auch bei Sampled Values angewandt werden und entspricht damit weitgehend klassischen Prüfschaltern [5]. Zum Testen der Goose-Performanz subskribiert das Prüfgerät die entsprechende Goose. Um in verteilten Systemen die Goose-Laufzeiten zu messen, kommt das in [2] beschriebene Prüfgerät mit seinen erweiterten Möglichkeiten [6] zum Einsatz.

… Sampled Values, …
Ein Prüfgerät simuliert die als Sampled Values zu übertragenden Wandlerwerte. Da der Sampled-Values-Mechanismus dem der Goose gleicht, können die im vorhergehenden Abschnitt beschriebenen Konzepte übernommen werden. Auch ist das in [2] vorgestellte Gerät in der Lage, analoge Größen, wie eben Sampled Values, gemeinsam aufzuzeichnen und zu analysieren („hybride Prüftechnik“).

… Leittechnik-Kommunikation
Leittechnik-Kommunikation wird als gesicherte Punkt-zu-Punkt-Verbindung auf IP-Level zwischen Client (Leittechnik) und Server (Relais) realisiert (Bild 3). Der dargestellte Test-Client ist also in dieser Kommunikation „außen vor“. Um die klassische Situation einer Inbetriebsetzung (sowohl Leittechniker als auch Schutztechniker sagen, „alles ist ok“, aber es funktioniert trotzdem nicht) erst gar nicht entstehen zu lassen, bedarf es einer besonderen Lösung. Ist der Switch mit einem Mirror-Port ausgestattet, wird der Verkehr an dem Port des Test-Clients gespiegelt und kann mit-„gesnifft“ werden. Das später noch genauer vorgestellte Inbetriebsetzungs-Werkzeug kann diesen „fremden“ Verkehr aufzeichnen, analysieren, nutzerfreundlich darstellen und abspeichern. Auf diesem Weg ist das Problem leicht zu identifizieren. Dazu möchte der Nutzer nicht unbedingt auf Bit-Ebene Analyse betreiben. Vielmehr definiert die Norm in einem sogenannten ACSI (Abstract Communication Service Interface) [7] Dienste, wie Report (für die Leitstellen-Kommunikation) und Control (zur Steuerung), ganz abstrakt. Die Visualisierung auf dieser Ebene („ACSI-Sniffer“) mit Klartexten und der gemeinsamen Darstellung von Request und Response erweist sich dabei als hilfreich.

Die Inbetriebnahme
Zu Beginn der Inbetriebnahme muss die Verbindung zum IED hergestellt werden. Die dazu notwendigen Informationen finden sich in der Engineering- Datei der Anlage (SCD, Substation Configuration Description). Ansonsten ist in den meisten Fällen das Eingeben einer IP-Adresse ausreichend. Ist das IED verfügbar, sei es durch „Discover“ oder Laden einer Datei, wird das Datenmodell visualisiert. Dieses Modell besteht aus Datenobjekten und deren Attributen. Unterschiedliche Dienste (Goose, Report und weitere) verwenden Data-Sets, die eine Referenz auf das Datenmodell darstellen, zum Beispiel bestimmte Schutzinformationen. Data-Sets, Reports und Goose werden im Datenmodell dargestellt und sind dort auch auswählbar. Für den Nicht-IEC-61850-Experten ist es hilfreich, sich erklärende Texte aus der Norm anzeigen zu lassen.

Arbeiten mit Objekten und Diensten
Zur Fehlersuche, zur detaillierten Analyse oder der Beobachtung von zum Beispiel Schutzmeldungen bietet sich ein Werkzeug an, das den Nutzer bei der Aufbereitung der Daten unterstützt. Die Objekte werden dazu in das entsprechende Fenster gezogen und je nach Art des Objekts nur ein einzelner Datenpunkt gepollt, Goose subskribiert oder ein Report nach Abfrage der entsprechenden Trigger-Bedingungen empfangen. Vergrößerungen erleichtern das Beobachten aus der Entfernung beziehungsweise aus dem Schutzschrank. (Bild 4)

Simulieren von Goose
Im Fall eines fehlenden IED ist die Goose-Simulation eine mögliche Variante. Die Goose werden vielfältig beschrieben (Goose-ID, App-ID, Ziel- Mac-Adresse, …). Deshalb sollten diese Informationen aus einer SCL-Datei entnommen werden.

In die konventionelle Schutzprüfung
Keine PC-Software kann Echtzeitanforderungen erfüllen. „Schutzprüfung“ bedeutet immer, einem IED Messwerte vorzugeben und die Reaktion des Schutzgeräts auszuwerten. Um diese Schutzprüfung mit Goose durchzuführen, sollte das Prüfgerät über SCL konfigurierbar sein beziehungsweise gesniffte Informationen verwenden können.

Handhabung von Test- und Simulationskennung
Wie in [5] und [8] beschrieben, bietet die Norm umfangreiche Möglichkeiten zur Handhabung testrelevanter Informationen. Entsprechend müssen die diversen Modi (mode und behavior), die den Zustand „on“, „off“, „test“, „test/ blocked“, „on-blocked“ annehmen können, verarbeitet werden. Die normativen Zusammenhänge sind dabei komplex und Gegenstand von aktuell in der Bearbeitung befindlichen Anwenderempfehlungen und technischen Richtlinien.

Zusammenfassung
Die Inbetriebnahme von Anlagen mit Kommunikation nach IEC 61850 bringt durch eine Vielzahl an Möglichkeiten und komplexen Zusammenhängen neue Herausforderungen für den Ingenieur mit sich. Moderne Prüftechnik und zusätzliche Werkzeuge erweisen sich dabei als hilfreich. Ein Anbieter solcher Test- und Prüftechnik ist die Omicron Electronics GmbH (ih)

[1] IEC 61850 Communication networks and systems for power utility automation. Genf/Schweiz: Bureau Central de la Comission Electrotechnique Internationale
[2] Steinhauser, F.: Hybride Signalanalyse in Schutz- und Automatisierungssystemen. etz elektrotechnik & automation 134 (2013) H. 11, S. 58-61
[3] IEC 61850-3:2013-12 Communication networks and systems for power utility automation – Part 3: General requirements. Genf/Schweiz: Bureau Central de la Comission Electrotechnique Internationale
[4] Schossig, T.: Distributed energy resources – testing issues. DPSP 2012, Birmingham/Großbritannien
[5] Schossig, T.: IEC 61850 Testing in edition 2 – A systematisation. DPSP 2012, Birmingham/Großbritannien
[6] Steinhauser, F.: Propagation and interaction of Ethernet packets with IEC 61850 sampled values in power utility communication networks. DPSP 2014, Kopenhagen/Dänemark
[7] IEC 61850-7-2:2010 Communication networks and systems for power utility automation – Part 7-2: Basic information and communication structure – Abstract communication service interface (ACSI). Genf/Schweiz: Bureau Central de la Comission Electrotechnique Internationale.
[8] Schossig, T.: Functional Testing of substation according to IEC 61850 – a new approach. DPSP 2014, Kopenhagen/Dänemark

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Autor:
Thomas Schossig ist im Product Management der Omicron Electronics GmbH in Klaus/Österreich tätig. thomas.schossig@omicron.at