IEC 61850 Haberleşme Protokolü?

Substation_Blog1IEC 61850 otomasyonla kontrol edilen trafo merkezlerinin haberleşme sistemleri için oluşturulmuş uluslararası bir standarttır. Bu yeni standart, bir trafo merkezi içindeki tüm koruma, kontrol, ölçüm ve izleme fonksiyonlarının entegrasyonunu sağlar. Trafo merkezlerinin günümüz gerekliliklerinden olan performansın ve güvenilirliğin ethernet ile birleştirilmesi temel hedeftir. IEC61850 ile yüksek hızlı trafo koruma uygulamalarının güvenli ve hızlı bir şekilde çalışmaları sağlanır.

IEC61850 standardı, IEC (The International Electrotechnical Commission) ve UCA (Utility Communications Architecture) çalışma gruplarının 10 yıllık aktif katılımları ile geliştirildi.

Niçin IEC61850?

IEC61850 standardının amacı trafo merkezleri otomasyonunda ethernet teknolojisinin kullanılmasını sağlamaktır. Amaç TCP/IP (Transmission Control Protocol/Internet Protocol) protokolünü kullanarak yeni bir haberleşme protokolü ihtiyacını ortadan kaldırıp maliyetlerin düşürülmesi ve sinyal alış veriş proseslerinin daha hızlı işlenmesidir. Böylece IEC61850 ile enerji santrallerinde kullanılacak otomasyonlar standardize edilmiş olacaktır.

IEC61850 standardında sinyal alış veriş süresi temel prensiptir. Karşılıklı mesaj alış verişlerinde GOOSE denilen model devreye girmektedir. GOOSE bir veri setinde gruplanmış herhangi bir veri formatının 4 milisaniye periyodunda taşınmasını sağlayan bir kontrol mekanizmasıdır. Bu mekanizma hızlı veri iletimi ve güvenirliğin sağlanmasında temel prensip olarak kullanılır.

Örneğin, enerji santralleri koruma sistemlerinde kullanılacak olan 61850 uyumlu röleler ile beraber GOOSE mesajları kullanılacak ve arıza algılayan röle diğerine mesaj göndererek bu rölenin kilitlenmesini sağlar. Bu mesaj gönderme süresi geleneksek hard-wired sistemlerde 0,5-0,75 periyotluk bir zaman iken, GOOSE ile bu zaman 0,25 periyotluk bir zamana düşmüş olacaktır.

Günümüzde enerjiye olan ihtiyacın artması bize bu kaynakları doğru, kaliteli ve verimli bir şekilde kullanmaya zorlamaktadır. Bunun sağlanması için en çok kullanılan araçlardan bir tanesi de enerjiye yönelik SCADA sistemlerinin kurulmasıdır. Enerjiye yönelik SCADA sistemleri proses otomasyonu SCADA sistemlerinden tamamen farklıdır. Hem kullanılan donanımlar hem verilerin iletilmesi için kullanılan protokoller, hem de yazılımlar bu iki sistemde birbirlerinden farklıdır. Oluşan olayları doğru bir şekilde yorumlayabilmek için, toplanacak verinin ne şekilde kontrol merkezine iletileceği çok önem arz etmektedir. Proses otomasyonundan en büyük farklılık da tam bu noktada ortaya çıkmaktadır. Enerji otomasyon sistemlerinde ilk amaç, arızaya neden olan noktanın, arızanın yapısal durumu ile birlikte operatöre iletilmesidir. Ancak bu şekilde operatör arızadan kaynaklı problemi teşhis edebilecek ve gerekli önlemleri alabilecektir. Proses otomasyonu için geliştirilen donanımlar ve yazılımlar sistemin sağlıklı bir şekilde çalıştığı durumda sistemi gözetlemek ve otomatik olarak işletmek için kullanılırken, enerji otomasyonu ise işletilen sistemin normal çalışma koşulları dışına çıktığı andan itibaren sistemi tekrar normal işletme koşullarına getirmek için tesis edilirler. Böylesine farklı bir mantık ile çalışacak bir sistemin doğal olarak veri toplaması da proses otomasyonu sistemlerine göre farklılıklar arz etmektedir. Enerji otomasyon sistemlerinde verileri toplamak, kontrol merkezine iletmek ve benzer şekilde kontrol merkezinden gönderilen kumanda emirlerini ilgili teçhizata iletmek için RTU (Remote Terminal Unit) adı verilen donanımlar kullanılmaktadır. RTU’lar kullanıldıkları ortamlara bağlı olarak saha verilerini ya doğrudan kendilerine bağlı giriş-çıkış modülleri üzerinden veya belli bir haberleşme protokolü ile haberleştikleri koruma röleleri ile IED olarak adlandırılan donanımlar üzerinden toplamaktadır. Bugüne kadar RTU’lar ile koruma röleleri arasındaki haberleşme protokolü seri bazlı IEC 60870-5-103’di ve bu protokol seri bazlı bir haberleşme ortamına sahip olduğu için, kendisine bağlı olan donanımı sıra ile sorgulamakta ve dolayısıyla, bağlantılı olduğu IED (Intelegent Electronic Device) adedine bağlı bir sorgulama süresine gerek duymaktaydı.

2005 yılında yayımlanan IEC 61850 haberleşme protokolü ile yepyeni bir çağ, enerji otomasyon dünyasında başlamış bulunmaktadır. Bu protokol ile sadece SCADA sistemlerinin ihtiyaç duyduğu veriler toplanmakta kalmayıp, aynı zamanda fiderler arasında yapılan konvansiyonel anlamdaki tüm kilitlemeler de bu haberleşme protokolü üzerinden gerçekleştirilebilir olmaktadır. IEC 61850 haberleşme protokolü şu an için sadece koruma röleleri ile RTU’lar arasında kullanılmak üzere IEC tarafından yayımlanmıştır. İleride RTU ile kontrol merkezi arasında da bu protokolün kullanılabilmesi için çalışmalar yapılmakta olup, bu noktalar arasındaki IEC 61850 tabanlı haberleşme protokolü, RTU ile koruma röleleri arasındaki IEC 61850 protokolünden daha farklı özellikler taşıyacaktır. Bugün itibari ile RTU ile kontrol merkezi arasında ethernet tabanlı olarak sadece IEC 60870-5-104 veya DNP 3.0 protokollerinden bir tanesi kullanılmaktadır. IEC 61850 protokolü ethernet tabanlı bir protokol olduğu için haberleşme sistemlerinde ihtiyaç duyulan geniş bant problemini de ortadan kaldırmaktadır. Ancak bu protokolün sadece SCADA verilerini toplatman daha ileri fiderler arasındaki kilitlemeleri de gerçekleştirilmesi talep edildiği durumda, koruma rölelerinin birbirleri arasındaki haberleşmenin tam anlamı ile yedekli bir şekilde yapılması gerektiği ortaya çıkmaktadır. Bu nedenle koruma rölelilerinin aynı dağıtım merkezi veya trafo merkezi içerisinde kapalı bir ring haberleşme tesis etmeleri gerekmekte ve ancak bu sayede “single point failure” adı verilen tek noktadan kaynaklı arıza durumlarında bile sistem sorunsuz olarak çalışma garantisine sahip olacaktır. Bunun için uygulanacak iki yöntemden ilki koruma rölelerinin çift fiber optik porta sahip olmaları ve arada hiç bir ethernet switch’e gerek duymadan bir istasyon içi kapalı haberleşme ringi tesis etmeleridir. Diğer bir yöntem ise her rölenin çift ethernet porta sahip olması ve her ethernet portun istasyon içerisinde bulunan birbirleri ile yedekli olarak çalışacak iki adet ethernet switch’e bağlanmasıdır. Ancak bu ikinci yöntem, ethernet kablolarının (ki bunlar bakır temelli kablolardır) dağıtım ve trafo merkezleri gibi yoğun elektromagnetik girişimlere açık yerlerde kullanılması durumunda bazı zafiyetlere sebep olabilmektedir. Bu nedenle en doğru seçim; rölelerde çift fiber optik porta sahip olmak olacaktır. IEC 61850 protokolünün sunduğu ethernet tabanlı haberleşme yapısından dolayı son günlerde RTU kullanmadan koruma rölelerini doğrudan IEC 61850 protokolü ile kontrol merkezine bağlamak üzere çeşitli yöntemler ileri sürülmektedir. Koruma rölelerini doğrudan bu protokol üzerinden bir kontrol merkezine bağlamak sadece belli bir koşul ile doğru bir yöntem olarak kabul edilebilir. Eğer SCADA sistemi sadece bir dağıtım merkezi veya trafo merkezini izleyecek ve kumanda edecek ve o merkezin içerisinde tesis edilecek ise, bu durumda o merkez bünyesindeki koruma rölelerini IEC 61850 üzerinden, RTU’ya ihtiyaç duyulmadan SCADA sistemine bağlamak doğru bir yöntemdir. Ancak tesis edilecek SCADA sistemi birden fazla, onlarca merkezi izleyecek ve kontrol edecek ise bu durumda her merkezdeki koruma rölelerini RTU olmadan bu merkezi SCADA sistemine bağlamak doğru bir yöntem olmayıp, aksine sistemin performansını düşüren ve hatta bir arıza anında operatörün ihtiyaç duyacağı öncelikli verilerin kontrol merkezine geç ulaşmasına sebep olacaktır.RTU’ların temel görevi saha ile kontrol merkezi arasındaki veri alışveriş trafiğini gözetlemek ve bu trafiği belli bazı kurallara göre yönetmektir. Enerji otomasyon sistemlerinde öncelikli olarak operatörü arızadan haberdar etmek, oluşan arızanın yapısal durumu hakkında bilgi vermek esastır. Şebekede oluşan bir arızadan dolayı, arızanın yaşandığı yerde sadece bir adet dijital veride değişiklik olur. Örneğin kısa devre arızası oluştuğunda kesici kapalı pozisyondan açık pozisyona geçer. Ancak aynı arızadan dolayı tüm şebekede analog verilerde değişiklikler yaşanır; gerilim, frekans düşer, güç değerleri nominal değerlerinden farklılık gösterir. Ve bu değişiklikler sadece arızanın oluştuğu fiderde değil tüm şebekede oluşur. Bunun en güzel örneği basit bir hesaplama ile ortaya konabilir. Örneğin basit bir şebeke olduğunu farz edelim. Bu şebekede 50 adet dağıtım merkezi olduğunu ve her dağıtım merkezinde ise 20 adet fider olduğu ve dolayısıyla 20 adet koruma rölesi olduğu farz edilsin. Bugün kullanılan nümerik koruma rölelerinden dijital olarak en az 10 adet, analog olarak ise en az 30 farklı veri alınabilmektedir. Yani toplamda 40 adet dijital ve analog veri. Bu veri sayısı önce fider adedi, daha sonra ise dağıtım merkezi adedi ile çarpıldığında, bu örnek şebekeden toplanacak veri sayısı kısaca ortaya çıkmaktadır. Bu durumda bu şebekeden toplanacak veri sayısı nihai olarak 40.000 adettir.Bir arıza anında sadece arızanın olduğu fiderde bir dijital veri üretilir, belki arızanın yapısına bağlı olarak diğer birkaç fidere de bu arıza sirayet edip daha fazla dijital verinin üretmesi mümkündür. Ancak bu sayı 10 ile ifade edilecek kadar az, ancak operatörün öncelikle algılaması gerektiği için de önemlidir. Ancak bu arızadan dolayı şebekedeki analog verilerdeki değişimler kaçınılmaz olacağı için (ki bu değişimlere “eşik değer” verilse dahi böylesine bir arızada eşik değerler kolaylıkla aşılır) binlerce veride değişim yaşanacak ve dolayısıyla bu değişen veriler kontrol merkezine kontrolsüz olarak gönderilecektir. İşte bu noktada böylesine bir şebeke için RTU’nun kaçınılmaz bir ihtiyaç olduğu ortaya çıkmaktadır. Eğer koruma röleleri doğrudan haberleşme protokolü üzerinden kontrol merkezine bağlanır ise, bu veriler kontrolsüz olarak kontrol merkezine gönderilmeye çalışılacaktır. Çünkü dağıtım merkezleri içerisinde veri akışını kontrol eden bir mekanizma yoktur ve her röle sadece kendi verisini kontrol edecek, kendisi dışındaki rölelerden kontrol merkezine gönderilecek verilere karışamayacaktır. Bu durumda yukarıdaki hesap dikkate alınır ve korunaklı olarak sadece %50 analog veride değişim olacağı göz önüne alınırsa en az 15.000 veri aynı anda ve kontrolsüz olarak SCADA sistemine gönderilecektir. Dünyadaki hiçbir SCADA sistemi bu kadar veri ile aynı anda baş etmek için geliştirilmemiştir. Bu durum hem SCADA sisteminin bloke olmasına neden olabileceği gibi, aynı zamanda operatörün o an için en önemli ihtiyaç duyduğu arıza bilgisinin diğer önemsiz analog verilerdeki değişim bilgileri arasında kaybolup çok geç gelmesine neden olacaktır. Çünkü dağıtım merkezlerinde öncelikli olarak hangi verinin gitmesi gerektiğine karar verecek bir mekanizma bulunmamaktadır. Aynı şebeke durumu için her merkezde 1 adet RTU olması durumunda ise, RTU’nun süzgecinden geçecek verilere bir öncelik sırası verilecek ve tanımlanacak parametreler bağlı olarak arıza bilgileri en öncelikli olarak operatöre aktarılacaktır. Operatör gerekli manevraları yaptıktan sonra ve haberleşme sistemi normal yoğunluğuna geri kazandıktan sonra ise, diğer ikincil veriler ilk oluştukları zaman işareti ile birlikte kontrol merkezine aktarılacaktır. RTU ve koruma röleleri oluşan tüm olaylara ve alarmlara 1 mili-saniye hassasiyet ile etiketlediği için, hiçbir veri oluştuğu zaman sırasını kaybetmemekte ve gerek arşivlerde ve gerekse operatöre sunulurken oluştukları sıra ile gösterilmektedir. Yukarıda verilen örnekten yola çıkarak, birden fazla merkez için tesis edilecek enerji otomasyon SCADA sistemlerinde her merkezde 1 adet RTU kullanılması zorunludur. Ancak SCADA sistemi sadece 1 merkezi izleyecek ve kumanda edecek ise bu tür uygulamalarda koruma röleleri doğrudan SCADA sistemine bağlanabilir. Dağıtılmış bir mimaride ise veri alışverişini düzenleyecek bir kontrolöre ihtiyaç duyulmaktadır ve bu donanımın adı ise RTU’dur. Dünyadaki belli başlı tüm dağıtım şirketleri de bu prensipten yola çıkarak SCADA sistemine dağıtım veya trafo merkezlerini RTU’lar üzerinden izlemekte ve kumanda etmektedir. Unutulmaması gereken en önemli konu, kurulacak enerji otomasyon sistemlerinde operatörün sürekli olarak şebekeyi takip etmesi ve arıza durumlarında şebekeye müdahale etmesidir. Bu müdahalenin yapılabilmesi için şebekeye ait arıza ve konum bilgilerinin öncelikli olarak aktarılması gerekmekte ve alınacak tüm kararların bu verilere göre karar verilmesidir. Bunun sağlanması için ise, tüm toplanacak verilerin bir denetim mekanizmasından geçirilmesi ve tanımlanan parametreler doğrultusunda kontrol merkezine aktarılmasıdır. İşte bu kontrol mekanizmasını oluşturan donanım ise RTU’dur. Dağıtılmış geniş mimarilere sahip tüm şebekelerde gerek koruma röleleri gerekse diğer IED donanımları üzerinden toplanacak tüm verilerin RTU süzgecinden geçirilmesi en doğru uygulama olacaktır.

 

 

Kaynak

Reklamlar