Emil Uski Sähköasema-automaation liityntä käytönvalvontajärjestelmään Käyttöliittymän toteutus Zenon-ohjelmistolla Vaasa 2025 Tekniikan ja innovaatiojohtamisen yksikkö Diplomityö Sähkötekniikka 2 VAASAN YLIOPISTO Tekniikan ja innovaatiojohtamisen yksikkö Tekijä: Emil Uski Tutkielman nimi: Sähköasema-automaation liityntä käytönvalvontajärjestelmään: Käyttöliittymän toteutus Zenon-ohjelmistolla Tutkinto: Diplomi-insinööri Oppiaine: Sähkötekniikka Valvoja: Kimmo Kauhaniemi Tarkastaja: Hannu Laaksonen Ohjaaja: Antti Vainionpää, Omexom Valmistumisvuosi: 2025 Sivumäärä: 71 TIIVISTELMÄ: Tämän diplomityön tavoitteena on perehtyä sähköasema-automaatioon ja käytönvalvontajär- jestelmään sekä käyttöliittymän konfigurointiin ja testaukseen. Käyttöliittymä on osa käytönval- vontajärjestelmää ja toimii rajapintana järjestelmän ja ihmisen välillä. Käytönvalvontajärjes- telmä mahdollistaa sähköasemien valvonta- ja ohjaustoimien keskittämisen käyttökeskukseen ja sen avulla voidaan kasvattaa verkon käyttövarmuutta sekä lyhentää häiriöiden kestoaikaa. Sähköasemien automaatio lisääntyy jatkuvasti, minkä takia myös koestajien on tarpeen kehittää osaamistaan kyseisellä osa-alueella. Teoriaosuudessa käsitellään ensin käytönvalvontajärjestelmän toimintaa ja rakennetta sekä muutoksia, jotka ovat kasvattaneet käytönvalvontajärjestelmän merkitystä. Tämän jälkeen käsi- tellään asema-automaatiota prosessitasolta asematasolle, sekä siihen kuuluvia laitteita ja tie- donsiirtoväyliä. Työssä käsitellään myös käytönvalvontajärjestelmässä siirrettävää tietoa sekä erilaisia verkkotopologioita ja -protokollia, joiden avulla tiedonsiirron toimintavarmuutta voi- daan lisätä. Työssä käydään läpi myös keskeisiä sähköaseman tiedonsiirtoprotokollia, kuten Modbus, IEC 60870-5-101, -103 ja -104 sekä IEC 61850. IEC 61850 mahdollistaa laitevalmista- jasta riippumattoman kommunikoinnin laitteiden välillä ja teoriaosuuden loppupuolella käsitel- lään sen tärkeimpiä ominaisuuksia, joihin kuuluvat ACSI:n laite- ja palvelumalli sekä sovellusta- son viestintäprotokollat GOOSE, MMS ja SV. Lisäksi käsitellään aikatahdistusta sekä IEC 61850 määrittämää SCL-kieltä ja sen eri tiedostomuotoja. Teoriaosuuden jälkeen työssä keskitytään käyttöliittymän konfigurointiin Copa-Datan kehittä- mällä Zenon-ohjelmistolla. Osiossa käydään läpi ohjelmiston keskeisimmät ja tärkeimmät omi- naisuudet sekä työvaiheet. Konfigurointiin kuuluu muun muassa yksiviivakaavion, ohjaustoimin- tojen sekä hälytys- ja tapahtumalistojen toteuttaminen. Lisäksi työn loppupuolella perehdytään asema-automaation testaamiseen Omicron IEDScout-ohjelman ja MBX1-laitteen avulla. Työn tuloksena saatiin hyvä kokonaiskuva asema-automaatiosta sekä käyttöliittymän konfigu- roinnista Zenon-ohjelmistolla. Lisäksi saatiin hyvä käsitys automaation testaamisesta IEDScout- ohjelmalla ja todettiin sen oleva toimiva ratkaisu vastaaviin tilanteisiin, joissa kaikkia IED-laitteita ei ole saatavilla. AVAINSANAT: Sähköasema-automaatio, HMI, IEC 61850, käytönvalvontajärjestelmä, RTU, SCADA 3 UNIVERSITY OF VAASA School of technology and innovations Athor: Emil Uski Title of the thesis: Integration of substation automation into the SCADA system: Imple- mentation of a human machine interface using Zenon software Degree: Master of Science Programme: Electrical Engineering Supervisor: Kimmo Kauhaniemi Evaluator: Hannu Laaksonen Instructors: Antti Vainionpää, Omexom Year: 2025 Number of pages: 71 ABSTRACT: The aim of this thesis is to explore substation automation and supervisory control and data ac- quisition (SCADA) systems, as well as the configuration and testing of a human-machine inter- face (HMI). The HMI is an integral part of the SCADA system and serves the interface between the operator and the system. Centralizing substation monitoring and control in a control center enhances grid reliability and helps reduce the duration of disturbances. As automation becomes increasingly prevalent in substations, it is essential for commissioning engineers to develop their competence in this area. The theoretical part begins by examining the operation and structure of SCADA systems, along with changes in the power grid that have increased their importance. This is followed by a dis- cussion on substation automation from the station level down to process level, including related devices and communication buses. The thesis also addresses the types of data transmitted within SCADA systems, and various network topologies and protocols used to enhance commu- nication reliability. Key substation communication protocols and standards such as Modbus, IEC 60870-5-101, -103, -104 and IEC 61850 are also covered. IEC 61850 enables vendor-independent communication between devices and its key features including the ACSI device and service model and the application layer protocols GOOSE, MMS, and sampled values are discussed in detail. The section also covers time synchronization and the SCL language with its associated file types as defined by the standard. The empirical part focuses on the configuration of the SCADA system using the Zenon software developed by Copa-Data. The key features and configuration steps of the software are pre- sented, such as creating single-line diagram (SLD), implementing command processing, and set- ting up alarm and event lists. The final part of the work describes the testing of substation auto- mation using Omicron IEDScout software and MBX1 device. This thesis provided a solid understanding of substation automation and the configuration of the HMI using Zenon. It also offered valuable insight into automation testing with IEDScout soft- ware, which proved to be an effective solution in situations where not all IEDs are available. KEYWORDS: HMI, IEC 61850, SCADA, Substation automation, RTU 4 Alkusanat Tämä työ tarjosi erinomaisen mahdollisuuden perehtyä sähköasema-automaatioon ja sen liityn- tään käytönvalvontajärjestelmään. Haluan kiittää Omexomia mielenkiintoisesta aiheesta sekä kaikkia, joiden kanssa olen saanut työskennellä kuluneen vuoden aikana. Kiitän myös Vaasan yliopiston henkilökuntaa hyvästä opetuksesta ja erityisesti työn valvojaa Kimmo Kauhaniemeä, jonka kurssien myötä kiinnostukseni nykyisiin työtehtäviin heräsi. Lopuksi haluan kiittää opiske- lukavereita yhteisistä opiskeluvuosista sekä läheisiäni jatkuvasta tuesta läpi opintojen. Kokkolassa 23.5.2025 Emil Uski 5 Sisällys 1 Johdanto 10 1.1 Työn tausta 10 1.2 Työn tavoite ja tutkimuskysymykset 10 1.3 Kohdeyritys 11 2 Sähköasema-automaatio 12 2.1 Käytönvalvontajärjestelmä (SCADA) 12 2.1.1 Toiminta ja rakenne 12 2.1.2 SCADAN roolia kasvattaneet muutokset sähköverkossa 13 2.2 Asema-automaation tasot ja komponentit 14 2.2.1 Primäärilaitteet 16 2.2.2 Intelligent electronic device (IED) 17 2.2.3 Ala-asema (RTU) 17 2.2.4 Käyttöliittymä (HMI) 18 3 Tiedonsiirto sähköverkossa 19 3.1 Siirrettävä informaatio 19 3.2 Verkkotopologiat ja -protokollat 20 3.2.1 Rapid spanning tree protocol (RSTP) 21 3.2.2 High seamless redundancy (HSR) 22 3.2.3 Parallel redundancy protocol (PRP) 24 3.3 Perinteiset sähköaseman tiedonsiirtoprotokollat 26 3.3.1 Modbus RTU ja Modbus TCP 26 3.3.2 IEC 60870-5-101 / 103 / 104 27 3.4 IEC 61850 28 3.4.1 Abstract communication service interface (ACSI) 29 3.4.2 Manufacturing message specification (MMS) 33 3.4.3 Generic object oriented substation event (GOOSE) 34 3.4.4 Prosessiväylä ja sampled values 37 3.4.5 Konfigurointikieli ja tiedostotyypit 38 3.5 Aikatahdistus 39 3.5.1 Precision time protocol (PTP) 39 6 3.5.2 Network time protocol (NTP) 41 3.5.3 Simple network time protocol (SNTP) 42 4 Konfigurointi ja testaus 43 4.1 Työkalut ja työn tavoitteet 43 4.2 Konfigurointiprosessi 44 4.2.1 Projektin luominen 44 4.2.2 Näyttöjen rakenteet 46 4.2.3 Ajurit 47 4.2.4 Muuttujat 48 4.2.5 Funktiot 49 4.2.6 Visualisointi symboleilla ja yhdistetyillä elementeillä 51 4.2.7 SLD:n luominen 53 4.2.8 Reaktiomatriisi 54 4.2.9 Komennot 55 4.2.10 Tapahtumalista 56 4.2.11 Hälytyslista 57 5 Testaus ja tulokset 58 5.1 IEDScout-ohjelmiston valmistelu ja käyttö 58 5.2 Testaus 60 5.2.1 SLD:n testaus 60 5.2.2 Tapahtumalistan testaus 61 5.2.3 Hälytyslistan testaus 62 5.3 Tulokset 63 6 Yhteenveto 65 Lähteet 68 7 Kuvat Kuva 1. Käytönvalvontajärjestelmän rakenne (Thomas & McDonald, 2015, s. 6). 13 Kuva 2. Sähköasema-automaation tasot ja erilaiset väylätoteutukset (Huotari, 2022). 16 Kuva 3. Verkkotopologiat (Heavy.ai, n.d). 21 Kuva 4. RSTP protokollan toimintaperiaate (Cisco, 2017). 22 Kuva 5. HSR protokollan toimintaperiaate (Cisco, 2024). 24 Kuva 6. PRP protokollan toimintaperiaate (Thiriet, 2021). 26 Kuva 7. IEC 61850 datamalli (Tebekaemi, 2016). 30 Kuva 8. Katkaisijan looginen solmu XCBR (Mackiewicz, 2006). 31 Kuva 9. Single point status ominaisuudet (Mackiewicz, 2006). 32 Kuva 10. IEC 61850 standardin mukainen viittaus datapisteeseen (Mackiewicz, 2006). 32 Kuva 11. Sovellustason protokollien yhteys alemman tason protokolliin (Liang, 2008). 34 Kuva 12. Goose:n uudelleenlähetystoiminto (Lopes, 2015). 35 Kuva 13. Goose-viestin ethernet-kehyksen rakenne (Lopes, 2015). 36 Kuva 14. Goose protocol data unit sisältö (Hussain, 2023). 37 Kuva 15. Konfiguroinnin periaate (Peng, 2016). 39 Kuva 16. PTP-protokollan toimintaperiaate (Networklessons.com, n.d.). 40 Kuva 17. Precision time protocol aikaleimat (Wang, 2010). 41 Kuva 18. SNTP protokollan kommunikointi (Ussoli, 2013). 42 Kuva 19. Omicron MBX1-laite (Omicron, 2021). 44 Kuva 20. Zenon Engineering Studio yleisnäkymä. 45 Kuva 21. Service enginen muutosten lataaminen ja käynnistäminen. 46 Kuva 22. Kehysten luominen. 47 Kuva 23. IED-laitteen lisääminen. 48 Kuva 24. Muuttujien tuominen CID-tiedostosta. 49 Kuva 25. Näytönvaihtofunktion luominen. 50 Kuva 26. Skriptin luominen. 50 Kuva 27. Yhdistetyn elementin luominen. 52 Kuva 28. Muuttujien linkittäminen yhdistettyjen elementtien kopioinnissa 53 8 Kuva 29. Yhdistetyn symbolin luominen. 54 Kuva 30. Reaktiomatriisin luonti. 55 Kuva 31. Komentojen luonti. 56 Kuva 32. IEDScoutin laitteenvalinta 58 Kuva 33. IEDScout aloitusnäyttö. 59 Kuva 34. IED-laitteen simulointi IEDScoutilla. 60 Kuva 35. SLD:n testaus. 61 Kuva 36. Tapahtumalistan testaus. 62 Kuva 37. Hälytyslistan testaus. 63 Taulukot Taulukko 1. IEC 61850 standardin rakenne (Mackiewicz, 2006). 28 Lyhenteet ACSI Abstract communication service interface CDC Common data class CID Configured IED Description DA Data-attribuutti DAN Dual attach node DO Dataobjekti FC Function constraint GOOSE Generic object oriented substation event HMI Human-machine interface HSR High seamless redundancy protocol ICD IED capability description IED Intelligent electronic device LD Logical device LN Logical node LPIT Low power instrument transformer MMS Manufacturing message specification 9 MU Merging unit NTP Network time protocol PRP Parallel redundancy protocol PTP Precision time protocol RCT Redundancy control trailer RSTP Rapid spanning tree protocol RTU Remote terminal unit SAMU Stand alone merging unit SAN Single attach node SCADA Supervisory control and data acquisition SCD Substation configuration description SCL Substation configuration language SLD Single line diagram SNTP Simple network time protocol SSD System specification description SV Sampled value VMD Virtual manufacturing device 10 1 Johdanto 1.1 Työn tausta Sähköverkkojen automaation ja tiedonsiirron merkitys on kasvanut samaan aikaan kun yhteiskunnan riippuvuus sähköstä on lisääntynyt. Kehittyneet automaatio- ja viestintä- ratkaisut mahdollistavat käytönvalvontajärjestelmän, jonka avulla sähköaseman val- vonta- ja ohjaustoimet voidaan keskittää valvomoon. Verkon valvonta- ja ohjaustoimia keskittämällä voidaan muun muassa parantaa verkon toimintavarmuutta sekä lyhentää häiriöiden kestoaikaa. Samaan aikaan sähköaseman suojaus- ja automaatiolaitteiden testaamisesta ja käyttöönotosta vastaavien käyttöönottoinsinöörien eli koestajien tehtä- vät ovat muuttuneet siten, että niissä vaaditaan entistä laajempaa osaamista ja parem- paa kokonaiskuvan ymmärtämistä. Automaation ja tietoliikenteen ollessa yhä keskei- semmässä roolissa sähköaseman toiminnassa on tärkeää kehittää koestajien osaamista myös näillä osa-alueilla. 1.2 Työn tavoite ja tutkimuskysymykset Tämän diplomityön tavoitteena on selvittää, kuinka Copa-Datan kehittämällä Zenon-oh- jelmistolla voidaan toteuttaa sähköaseman käytönvalvontajärjestelmän käyttöliittymä eli human machine interface (HMI). Teoriaosuudessa perehdytään monipuolisesti säh- köasema-automaatioon koestajan näkökulmasta. Työn toisena tavoitteena onkin tarjota nykyisille ja tuleville koestajille parempi ymmärrys asema-automaatiosta. Tutkimuskysymykset ovat: 1. Mistä sähköasema-automaatio koostuu? 2. Miten toteutetaan HMI Zenon-ohjelmistolla? a. Mitä lähtötietoja sähköasemasta tarvitaan konfigurointia varten? b. Mitkä ovat keskeisimmät komponentit ja työvaiheet konfiguroinnissa? 3. Miten asema-automaation testauksessa voidaan hyödyntää Omicron IEDScoutia? 11 1.3 Kohdeyritys Infratek Finland Oy, joka toimii nykyisin Omexom-nimen alla, on sähkönjakelu- ja sähkön- siirtoinfrastruktuuriin erikoistunut yritys, joka toimii ympäri Suomen. Omexom-nimen alla toimii myös muita yhtiöitä yhteensä 40 eri maassa työllistäen noin 24 000 työntekijää (Omexom, 2025). Omexom on osa ranskalaista VINCI Energies -konsernia, joka puoles- taan on osa ranskalaista VINCI-konsernia. Omexomin visiona on edistää globaalia energian saatavuutta sekä tehdä energiamurros mahdolliseksi kestävän kehityksen periaatteiden mukaisesti. Seuraavien viiden vuoden aikana globaalin energiasektorin uskotaan muuttuvan enemmän kuin viimeisen 50 vuo- den aikana. Omexom pyrkii toteuttamaan visiotaan tarjoamalla ratkaisuja kaikille niille, jotka tuottavat, muuntavat tai kuljettavat sähköä. Siten Omexom auttaa muun muassa energiantuottajia ja verkko-operaattoreita täyttämään tehtävänsä navigoidessaan kehit- tyvässä maailmassa. 12 2 Sähköasema-automaatio Riippuvuus sähköstä kasvaa nopealla vauhdilla maailmanlaajuisesti, mikä vääjäämättä asettaa uusia vaatimuksia sähkönsiirron ja -jakelun luotettavuudelle, energiatehokkuu- delle sekä ympäristövaikutuksille. McDonaldin ja Thomasin (2015, s. 1) mukaan energia- kulutuksen uskotaan, jopa kolminkertaistuvan vuoteen 2050 mennessä. Sähköverkoissa muutos on näkynyt erityisesti automaation ja tiedonsiirron lisääntymisenä. Muutosaju- reina automaatiojärjestelmien yleistymisessä sähköverkoissa ovat olleet pienentyneet automaatiolaitteiden kustannukset, ethernet-pohjaisen tiedonsiirron kehittyminen sekä tiedonsiirtoprotokollien standardointi. Sähköaseman automaatio on nykyisin tärkeässä roolissa mahdollistaessaan pääsyn voimajärjestelmään sekä paikallisesti, että valvo- mosta kaukokäytön avulla. Asema-automaation avulla järjestelmää saadaan ohjattua sekä kerättyä tietoa sen tapahtumista ja tilasta. 2.1 Käytönvalvontajärjestelmä (SCADA) 2.1.1 Toiminta ja rakenne Käytönvalvontajärjestelmä, eli supervisory control and data acquisition (SCADA) on tie- tokonepohjainen valvonta- ja ohjausjärjestelmä. Sen avulla voidaan valvoa ja ohjata laa- joja hajautettuja järjestelmiä, kuten sähköverkkoja. Sen tehtävänä on kerätä ja välittää tietoa sekä ohjauskäskyjä prosessilaitteilta valvomoon ja toisinpäin. Tämä mahdollistaa kaukokäytön, jonka myötä laajankin järjestelmän valvonta ja ohjaustoiminnot voidaan keskittää yhteen paikkaan. Clarken (2004, s. 3) mukaan käytönvalvontajärjestelmän pääkomponentteja ovat keskus- asema, HMI, tiedonsiirtojärjestelmä, remote terminal unit (RTU) sekä asema- ja kenttä- tason laitteet. Kuvassa 1 on havainnollistettu järjestelmän rakennetta yksinkertaisimmil- laan. HMI on keskeinen osa käytönvalvontajärjestelmää, sillä se toimii rajapintana ihmi- sen ja järjestelmän välillä. RTU eli ala-asema toimii puolestaan rajapintana sähköaseman sisäisen ja ulkopuolisen liikenteen välillä. Se välittää kenttä- ja prosessitason laitteiden 13 lähettämät tiedot valvomon keskusasemalle ja toisinpäin. RTU:hun kytketty kenttälaite voi olla esimerkiksi sähköverkon mittausdataa ja kytkinlaitteiden tilatietoja välittävä suo- jarele. Luvussa 3 perehdytään yksityiskohtaisemmin aseman sisäiseen tietoliikentee- seen. Kuva 1. Käytönvalvontajärjestelmän rakenne (Thomas & McDonald, 2015, s. 6). 2.1.2 SCADAN roolia kasvattaneet muutokset sähköverkossa Yksi tekijä sähköverkon muutoksen taustalla on kasvava uusiutuvan energian osuus säh- kötuotannossa. Kuusiston (2023) mukaan perinteisten generaattoreiden liike-energiaa eli inertiaa on voitu hyödyntää hetkellisesti vikatilanteissa ja nopeissa tuotantovaihte- luissa. Generaattoreiden inertia on antanut aikaa reagoida vikoihin sekä tuotantovaihte- luihin ja palauttaa verkko normaalitilaan. Nykyään esimerkiksi tuulivoimalat liitetään verkkoon taajuusmuuttajien välityksellä, eivätkä ne tarjoa inertiaa samoin kuin perintei- set voimalaitokset. Ne reagoivat verkon taajuuden ja jännitteen muutoksiin eri tavoin kuin perinteiset voimalaitokset ja lisäävät sähköjärjestelmän alttiutta häiriöille. Käytön- valvontajärjestelmän avulla verkon tilassa tapahtuviin muutoksiin voidaan reagoida no- peasti. Erilaiset häiriöt ovat entistä merkittävämpiä, koska sähköstä ollaan yhä enemmän riippuvaisia esimerkiksi lämmöntuotannon ja liikenteen sähköistyessä. Elovaaran (2011) mukaan verkon käytön tehtävänä on vastata energian siirtoprosessin hallinnasta. Se tarkoittaa, että tuotettu ja kulutettu sähkö pyritään pitämään tasapai- nossa, sekä siirto pyritään toteuttamaan mahdollisimman taloudellisesti ja käyttövar- masti. Verkon ja sen käytön teknistä laatutasoa voidaan parantaa keskittämällä verkon 14 ohjaus- ja valvontatoimia. Se tarkoittaa, että esimerkiksi toimitusvarmuus paranee, häi- riöiden kestoaika lyhenee. Uusiutuvan energian lisääntymisen ohella on lisääntynyt myös hajautettu sähköntuo- tanto, mikä on luonut uusia haasteita sähköverkkoon. Lakervin ja Partasen (2008, s. 209) mukaan hajautettu tuotanto vaikuttaa, niin jännitteeseen kuin järjestelmien suojauk- seenkin. Vaikutuksia verkkoon voi aiheutua esimerkiksi aurinko- ja tuulivoimaloista tai sähköenergiavarastosta. Perinteisesti sähköntuotanto on ollut hyvin keskitettyä ja sähkö on liikkunut pääosin yksisuuntaisesti sähköasemilta johtojen ja jakelumuuntamoiden kautta kulutuskohteisiin. Se tarkoittaa, että käyttöpaikan jännite on saatu selville vähen- tämällä sähköaseman keskijännitekiskon jännitteestä muuntajan ja johtojen jännitteen- alenemat. Nyt kuitenkin hajautetun sähkön tuotannon myötä on riskinä muun muassa jännitteen nousu haitallisesti. Jännitteennousu voi muodostua haitalliseksi, jos verkkoon liitetty hajautettu tuotanto on paljon suurempi kuin alueen kulutus. Samalla uudet tuo- tantokohteet ja energiavarastot voivat vaikuttaa myös verkon vikavirtoihin esimerkiksi siten, että suojareleen näkemät vikavirrat eivät välttämättä ole riittävän suuria, jolloin suojaus ei toimi odotetusti. Tulevaisuudessa saarekekäytöt saattavat olla mahdollisia vikatilanteissa ja pahimmillaan ne voivat olla hallitsemattomia ja myös maadoitus voi olla puutteellinen. Saarekekäyttö vaatii muun muassa jatkuvaa jännitteen sekä taajuuden valvontaa muiden toimintojen lisäksi. Näiden tekijöiden myötä verkon rakenne monimutkaistuu, mikä tarkoittaa, että verkosta on kerättävä yhä enemmän tietoa, jotta se toimisi suunnitellusti. 2.2 Asema-automaation tasot ja komponentit Elovaaran ja Haarlan (2011, s. 386) mukaan sähköaseman automaatiojärjestelmä tarkoit- taa järjestelmää, joka vastaa paikallisten manuaalisten ja automaattisten toimintojen li- säksi tiedonsiirron toimivuudesta. Se huolehtii tiedonsiirtoliitynnöistä ja tiedon muotoi- lemisesta siten, että eri laitteet kykenevät kommunikoimaan keskenään. 15 Thomasin ja McDonaldin (2015, s. 148) mukaan asema-automaatio ja sen laitteet voi- daan jakaa eri tasoihin, joita on havainnollistettu kuvassa 2. Kuvasta voidaan havaita myös, miten tasojen välinen tiedonsiirto on toteutettu. Suomessa nykyiset sähköasemat muistuttavat keskellä olevaa modernia mallia. Mallissa alimmaisena on prosessitaso, jossa sijaitsevat primääripiirien laitteet. Prosessitason laitteet kommunikoivat ylempänä olevan kenttätason kanssa, jota kutsutaan joskus myös suojaus- ja ohjaustasoksi. Kent- tätason laitteet kuten suojareleet ja kenttäohjausyksiköt kommunikoivat prosessitason lisäksi keskenään sekä yllä olevan asematason laitteiden kanssa, joihin kuuluvat muun muassa HMI ja RTU. Asematason RTU kommunikoi aseman ulkopuolella olevan verkko- tason kanssa, jota pitkin yhteys ulottuu valvomoon saakka. Kenttä- ja asematason välinen tiedonsiirto tapahtuu asemaväylän avulla sekä modernilla, että digitaalisella sähköasemalla, mutta kenttä- ja prosessitason väliset toteutukset poik- keavat toisistaan. Kuvassa oikealla on digitaalisen sähköaseman malli, jossa prosessi- ja kenttätason välinen tiedonsiirto toteutetaan perinteisen kuparikaapeloinnin sijaan et- hernetiin perustuvalla prosessiväylällä. Prosessiväylää hyödyntävät digitaaliset sähkö- asemat ovat kuitenkin vielä harvinaisia Suomessa. Prosessiväylää käsitellään tarkemmin IEC 61850 standardin yhteydessä luvussa 3.4. Seuraavissa kappaleissa käsitellään tar- kemmin eri tasojen laitteita ja niiden rooleja. 16 Kuva 2. Sähköasema-automaation tasot ja erilaiset väylätoteutukset (Huotari, 2022). 2.2.1 Primäärilaitteet Useat käytönvalvontajärjestelmässä siirrettävät tiedot ovat peräisin primäärilaitteilta tai osoitettu niille. Sähköaseman primäärilaitteisiin kuuluvat muun muassa mittamuuntajat, katkaisijat ja erottimet. Katkaisijoissa ja erottimissa olevien koskettimien avulla saadaan selville niiden asentotiedot käytönvalvontajärjestelmään. Vastaavasti mittamuuntajien 17 avulla saadaan virta- ja jännitetiedot ja niiden myötä tehojen arvot käytönvalvontajär- jestelmään. Perinteisesti primäärilaitteilta on toteutettu kullekin signaalille oma kaape- liyhteys suojareleelle tai kenttäohjausyksikölle. Digitaalisella sähköasemalla primäärilait- teiden yhteydessä hyödynnetään liittymisyksikköjä (engl. merging unit), joilla tiedot voi- daan muuntaa digitaaliseen muotoon, jolloin ne voidaan siirtää prosessiväylää pitkin suojareleille ja kenttäohjausyksiköille. Tällöin kaapelointitarve vähenee huomattavasti, kun useat eri signaalit voidaan siirtää yhdellä väyläkaapelilla relekaapille. Toimintavar- muuden ja kaistanleveyden kasvattamiseksi väyläkaapeleita on kuitenkin useampia. 2.2.2 Intelligent electronic device (IED) IED tulee sanoista Intelligent electronic device ja se tarkoittaa älykästä elektronista lai- tetta kuten suojarelettä tai kenttäohjausyksikköä. Nämä laitteet ovat avainasemassa säh- köaseman automaatiojärjestelmässä, sillä ne mahdollistavat suojaus- mittaus-, ohjaus- ja automaatiotoimintoja (Thomas, McDonald, 2015, s. 137). Ne ovat yhteydessä primää- rilaitteisiin sekä asemaväylään, jota pitkin ne voivat kommunikoida keskenään ja RTU:n kanssa. 2.2.3 Ala-asema (RTU) RTU, jota kutsutaan myös ala-asemaksi, toimii tiedonkeruu- ja ohjausyksikkönä käytön- valvontajärjestelmässä. Sen avulla sähköasema liittyy aseman ulkopuolisiin tiedonsiirto- järjestelmiin. McDonaldin ja Thomasin (2015, s. 25) mukaan ala-asema kerää järjestel- män dataa kenttälaitteista, prosessoi sen ja lähettää sen keskusasemalle. Samaan aikaan ala-asema myös ottaa vastaan käskyjä keskusasemalta ja välittää niitä kenttälaitteille. Ala-asemalla on keskeinen rooli käytönvalvontajärjestelmässä, sillä se kykenee kommu- nikoimaan useilla eri tiedonsiirtoprotokollilla ja muuntamaan tiedot sopivaan muotoon seuraavalle laitteelle. Ala-aseman yksi tärkeistä tehtävistä onkin toimia protokollamuun- timena. Eri tiedonsiirtoprotokollia käsitellään tarkemmin luvussa 3. 18 Clarken ja muiden (2004) mukaan ala-asema koostuu tyypillisesti ohjausprosessorista, siihen liittyvästä muistista, teholähteestä, erilaisista tiedonsiirtorajapinnoista, kuten ana- logisista tuloista ja lähdöistä sekä digitaalisista tuloista ja lähdöistä. Nykyisin kuitenkin kommunikointi ala-aseman kanssa perustuu useimmiten valokuitua tai kierrettyä paria hyödyntäviin ethernet-pohjaisiin ratkaisuihin, jolloin muille tuloille tai lähdöille ole tar- vetta. 2.2.4 Käyttöliittymä (HMI) HMI tarkoittaa tässä tapauksessa käytönvalvontajärjestelmän ja ihmisen välistä rajapin- taa, joka koostuu nykyisin usein tietokoneesta ja näyttöpäätteestä. McDonaldin ja Tho- masin (2015, s. 54) mukaan tavoitteena on, että HMI mahdollistaa käyttäjäystävällisen järjestelmän operoinnin. Se tarkoittaa, että käyttäjä saa hyvän kuvan järjestelmän tilasta ja rakenteesta sekä kykenee muun muassa tarvittaessa helposti ohjaamaan kytkinlait- teita kuten esimerkiksi erottimia. Sähköaseman HMI-näytöltä nähdään yleensä vähin- tään hälytyslista, tapahtumalista sekä yksiviivakaavio SLD, jonka kautta voidaan myös to- teuttaa ohjauskäskyjä. 19 3 Tiedonsiirto sähköverkossa Nykyisin tiedonsiirto on erittäin keskeisessä roolissa sähköverkossa, sillä sen avulla mah- dollistetaan verkon reaaliaikaiset valvonta- ja ohjaustoiminnot. Lakervin ja Partasen (2008, s. 245) mukaan valvomon ja sähköasemien välillä liikkuu jatkuvasti paljon tärkeää tietoa ja osa siitä on hyvin aikakriittistä. Sen vuoksi eri toiminnoille on määritelty erilaisia tiedonsiirron luotettavuus-, kapasiteetti-, ja aikakriittisyysvaatimuksia. Edellä mainittu- jen vaatimusten lisäksi otetaan huomioon hinta, kun mietitään kuhunkin tarkoitukseen sopivinta tiedonsiirtomenetelmää. 3.1 Siirrettävä informaatio Elovaaran ja Haarlan (2011, s. 394) mukaan siirrettävä informaatio voidaan jakaa sen muodon ja tärkeyden perusteella ohjauksiin, mittauksiin, hälytyksiin ja ilmoituksiin. Oh- jauksiin kuuluvat käskyt, jotka aiheuttavat ohjaustoimenpiteitä asemalla, kuten katkaisi- jan aukaisu tai erottimen yhdistäminen. Ohjauksiin kuuluu myös esimerkiksi käämikyt- kinten asetusarvojen muuttaminen. Yleensä ohjauksiin liittyvältä tiedonsiirrolta vaadi- taan nopeutta ja varmuutta vahinkojen välttämiseksi, minkä takia ohjauksiin liittyvälle informaatiolle annetaan yleensä korkein prioriteetti. Näiden korkean prioriteetin ohjaus- ten perillemeno varmistetaan yleensä ilmoituksella. Ilmoitukset tulevat yleensä näkyviin HMI:n tapahtumalistaan. Katkaisijoiden ja erottimien tilatietojen muuttuminen voidaan havaita usein myös HMI:n yksiviivakaaviosta. Mittausinformaatio voi olla analogista ja jatkuvaa tai se voi olla diskreetti kuten edellä käsitellyt katkaisijoiden ja erottimien tilatiedot. Mittaustietojen avulla suojareleet tulkit- sevat oman verkonosansa tilannetta jatkuvasti ja tarvittaessa toteuttavat suojaustoimin- toja. Mittaustietojen avulla voidaan myös tarkastella eri verkonosien kuormituksia val- vomosta. Hälytystietojen välittäminen valvomoon on tärkeä toiminto käytönvalvontajärjestel- mässä, sillä niiden avulla voidaan nopeuttaa vian paikantamista, sen korjauksen 20 aloittamista tai parhaimmassa tapauksessa estää vikojen ja vahinkojen syntyminen. Hä- lytyksiä varten käytönvalvontajärjestelmään luodaan yleensä oma hälytyslista, josta hä- lytyksiä voidaan tarkastella niiden saapumisjärjestyksessä. Hälytyksiä voi olla tarpeen luokitella niiden vakavuuden perusteella esimerkiksi asettamalla hälytyksen perään teksti ”ei kiireellinen”. 3.2 Verkkotopologiat ja -protokollat Verkkotopologia määrittää miten tietoliikenneverkon laitteet ovat yhdistetty keskenään. Topologialla on merkitystä esimerkiksi verkon suorituskyvyn ja luotettavuuden kannalta. McDonaldin ja Thomasin (2015, s. 79) mukaan voidaan puhua fyysisestä ja loogisesta topologiasta. Fyysinen topologia tarkoittaa miten laitteet ovat fyysisesti yhdistetty toi- siinsa. Looginen topologia puolestaan tarkoittaa, miten tieto kykenee liikkumaan näitä yhteyksiä pitkin. Vaikka fyysinen yhteys olisi olemassa, mutta laitteiden portit ovat esto- tilassa, niin loogista yhteyttä ei ole. Yleisimpiä topologioita ovat väylä (bus), rengas (ring), tähti (star), puu (tree), mesh ja point to point. Kuvasta 3 voidaan havaita kunkin topolo- gian tyypillinen rakenne. Näihin topologioihin perustuen on kehitetty erilaisia verkkopro- tokollia muun muassa toimintavarmuuden parantamiseksi. Asema-automaatiossa hyö- dynnetään ainakin Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP), High Seamless Redundancy (HSR) ja Parallel Redundancy Protocol (PRP) protokollia, joita käsitellään seuraavaksi tar- kemmin. 21 Kuva 3. Verkkotopologiat (Heavy.ai, n.d). 3.2.1 Rapid spanning tree protocol (RSTP) RSTP on verkon toimintavarmuuden parantamiseksi kehitetty protokolla. Wajdok (2003) mukaan RSTP perustuu loogiseen puutopologiaan. Fyysinen topologia voi kuitenkin olla esimerkiksi tähti, rengas tai silmukka, mikä lisää redundanttisuutta ja toimintavarmuutta. Kytkimien ristiin kytkennän riskinä on kuitenkin se, että kytkimet alkavat lähettämään silmukassa viestejä uudelleen loputtomasti, jolloin yhteys ylikuormittuu ja lakkaa toimi- masta. Loogisten silmukoiden estämiseksi RSTP estää osan porteistaan siten, että kulle- kin laitteelle on vain yksi reitti, jolloin muodostuu looginen puutopologia. Tyypillisesti asemaväylän kytkimet on yhdistetty toisiinsa RSTP protokollaa hyödyntävän rengastopo- logian avulla. Kuvassa 4 havainnollistetaan RSTP protokollan periaatetta. Yksi silloista on root bridge, joka toimii keskussolmuna. Porttien tilat pyrkivät asettumaan siten, että kultakin sol- multa on mahdollisimman lyhyt reitti keskussolmulle. Designated port tarkoittaa porttia, joka välittää viestejä keskussolmusta poispäin ja root port tarkoittaa porttia, joka välittää viestejä keskussolmuun päin. Alternate port on varaportti, joka voidaan ottaa käyttöön, mikäli liikenne katkeaa ensisijaisen portin kautta. Porteilla on 3 tilaa, jotka ovat 22 discarding (DIS), forwarding (F) ja learning. Discarding tilassa portti ei osallistu verkon toimintaan eikä sen kautta ole yhteyttä. Learning tilassa portti ei välitä liikennettä, vaan opettelee verkon laitteiden MAC-osoitteita sekä minkä portin kautta ne tavoitetaan. For- warding tilassa portti toimii kuten learning tilassa, jonka lisäksi se välittää viestejä eteen- päin. Kuvan 4 avulla voidaan havainnollistaa protokollan toimintaa. Porttien tilojen perus- teella nähdään, että kyseessä on looginen puutopologia ja fyysinen rengastopologia. Tie- donsiirto toimii suoraan laitteiden S1 ja S3 välillä sekä S1 ja S2 välillä. Mikäli vian seu- rauksena laitteiden S1 ja S2 välinen yhteys lakkaisi toimimasta niin laitteen S2 varaportti (Alternate Port) tulisi käyttöön automaattisesti ja laitteiden S1 ja S2 välinen tiedonsiirto tapahtuisi laitteen S3 kautta. Kuva 4. RSTP protokollan toimintaperiaate (Cisco, 2017). 3.2.2 High seamless redundancy (HSR) Nguyen (2016) mukaan HSR protokolla perustuu rengastopologiaan, jossa viesti lähete- tään renkaassa samanaikaisesti kahteen eri suuntaan, mikä voidaan havaita kuvasta 5. Tähän renkaaseen kytkettyjä laitteita kutsutaan solmuiksi. Solmut voivat olla tavallisia 23 kahdella portilla varustettuja HSR-solmuja eli Dual attached Node HSR (DANH), joilla on myös yhteinen MAC-osoite. Kun solmu vastaanottaa viestin eikä se ole viestin lähde tai ainoa kohde niin viesti lähetetään eteenpäin toisen portin kautta, kuin mistä se vastaan- otettiin. Solmun ollessa viestin ainoa kohde alkaa se prosessoimaan ensimmäiseksi saa- punutta viestiä. Kun viestin toinen kopio saavuttaa solmun niin se poistetaan eikä sitä välitetä eteenpäin. Lähettämällä kaksi kopiota viestistä samanaikaisesti renkaassa eri suuntiin voidaan tiedonsiirrosta tehdä luotettavampaa, sillä yhden yhteyden katkeami- nen ei vielä estä kommunikointia. Kaikilla laitteilla ei kuitenkaan ole HSR- välitystoimintoa eivätkä ne kykene liittymään suo- raan HSR-renkaaseen. Tätä varten renkaaseen kytketään redundancy box (Redbox), jonka kautta kukin yksittäisellä liitännällä varustettu solmu eli single attached node (SAN) voi liittyä renkaaseen. Viestinvälittäjänä HSR-renkaassa redbox toimii muuten täysin DANH tavoin. Mikäli halutaan yhdistää useita HSR-renkaita, niin tarvitaan Quadruple port device (Quadbox), joka toimii kahden renkaan välisolmuna. Quadbox koostuu neljästä portista, joista toinen pari toimii solmuna toisessa renkaassa ja toinen toisessa. Nämä kaksi paria välittävät viestit toisilleen, jolloin tiedonsiirto toimii renkaasta toiseen. 24 Kuva 5. HSR protokollan toimintaperiaate (Cisco, 2024). 3.2.3 Parallel redundancy protocol (PRP) PRP on yksi sähköaseman tiedonsiirrossa suosituista protokollista. Mingxu (2023) mu- kaan PRP koostuu kahdesta itsenäisestä renkaasta, jotka eivät ole yhteydessä toisiinsa. Kumpikin rengas muodostaa oman LAN-verkon, joista käytetään usein nimitystä LAN A ja LAN B. Näiden verkkojen erottamisen helpottamiseksi kummankin verkon kaapeloin- nissa saatetaan käyttää eri värisiä kaapeleita. Verkoissa on pääasiassa kahden tyyppisiä solmuja. Doubly attached node implementing PRP (DANP) -solmut ovat PRP-protokollaa tukevia laitteita, jotka kykenevät liittymään suoraan kumpaankin LAN-verkkoon saman- aikaisesti. Single attached node (SAN) -solmut ovat laitteita, jotka kykenevät liittymään vain yhteen LAN-verkkoon eikä redundanttisuus toteudu tällöin. Redboxin avulla kuiten- kin voidaan liittää myös SAN-solmut kumpaankin LAN-verkkoon samanaikaisesti. PRP:n rakenteen ansiosta tiedonsiirrosta saadaan hyvin toimintavarma ja vikasietoinen, sillä 25 toisen verkon kaatuminen ei vielä estä tiedonsiirtoa. Tämän vuoksi PRP protokollaa hyö- dynnetään usein IED-laitteiden tiedonsiirrossa. Kuvassa 6 havainnollistetaan PRP toimintaa. DANP-solmussa datakehys monistetaan kahdeksi ja lähetetään kumpaankin verkkoon. Ennen lähettämistä kehykseen lisätään vielä redundancy control trailer (RCT), jotta viestin vastaanottaja erottaa kumpi kopio on kyseessä. RCT sisältää muun muassa sekvenssinumeron, josta tunnistetaan saman ke- hyksen kopiot sekä tiedon kumpaan LAN-verkkoon kehys on lähetetty. Näiden tietojen avulla vastaanottaja tietää onko kyseessä jo saapuneen kehyksen kopio. Mikäli kyseessä on aikaisemmin saapuneen kehyksen kopio niin se poistetaan. SAN-solmussa viestin ko- piointia ei tapahdu vaan solmu lähettää vain yhden kehyksen siihen LAN-verkkoon, johon se on kytketty. Jos SAN-solmu on kytketty redboxiin niin redbox kopioi kehyksen, lisää siihen RCT:n ja lähettää kumpaankin LAN-verkkoon. 26 Kuva 6. PRP protokollan toimintaperiaate (Thiriet, 2021). 3.3 Perinteiset sähköaseman tiedonsiirtoprotokollat Helpottaakseen järjestelmien yhteensopivuutta on tiedonsiirtoprotokollia standardi- soitu. Thomasin ja McDonaldin (2015, s. 101) mukaan yleisimpiä sovellustason tiedon- siirtoprotokollia käytönvalvontajärjestelmissä ovat IEC 61850, IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104 sekä Modbus. 3.3.1 Modbus RTU ja Modbus TCP Edellä mainituista protokollista vanhin on Modbus, joka perustuu laitteiden master- slave-suhteisiin tai toisin ilmaistuna client-server-suhteisiin. Modbus organization (2006) mukaan Modbus RTU on sarjaliikenteeseen perustuva protokolla, jossa samaan väylään voidaan lähtökohtaisesti kytkeä masterin kanssa maksimissaan 31 palvelinlaitetta, mutta määrää voidaan kasvattaa, mikäli hyödynnetään RS-485 protokollaa ja toistimia. 27 Protokollan tiedonsiirto on kyselypohjaista, mikä tarkoittaa, että tiedonsiirto tapahtuu masterin aloitteesta. Master lähettää väylään viestin, jonka kaikki väylän laitteet vastaan- ottavat, mutta siihen vastaavat vain palvelimet, joille se on modbus-osoitteen perus- teella tarkoitettu. Fyysisen kerroksen muodostavat tyypillisesti sarjaväylän standardit RS- 232 ja RS-485. On hyvä huomata, että yleensä RS-232 kaapeloinnin maksimipituus on alle 20 metriä kun taas RS-485 kohdalla se on jopa 1200 metriä. Myös RS-232 topologia asettaa omat rajoitteensa sillä se toimii point-to-point periaatteella vain kahden laitteen välillä. RS-485 puolestaan mahdollistaa 31 palvelinlaitetta tai jopa enemmän, jos käyte- tään toistimia. Modbus TCP on ethernetiin perustuva protokolla, joka mahdollistaa nopeamman tiedon- siirron ja mahdollisuuden pidempään kaapelointiin. Viestien reititys tapahtuu IP-osoit- teen perusteella. 3.3.2 IEC 60870-5-101 / 103 / 104 IEC 101 on sarjaliikenteeseen perustuva protokolla, joka kehitettiin kaukokäytön tarpei- siin (McDonald, 2015, s.62). ABB:n (2013) mukaan IEC 101 mahdollistaa balansoimatto- man ja balansoidun tiedonsiirron. Balansoimattomassa tilassa se toimii master-slave pe- riaatteella ja tiedonsiirto tapahtuu vain masterin aloitteesta, kun se aloittaa kyselyn. Ba- lansoidussa tilassa jokainen laite voi aloittaa tiedonsiirron ilman tietyn masterin kyselyä. Tällöin esimerkiksi tapahtumat voidaan lähettää viiveettä, kun masterin kyselyä ei tar- vitse odottaa. McDonaldin ja Thomasin (2015, s. 103) mukaan IEC 103 on sarjaliikenteeseen perustuva protokolla, joka on kehitetty erityisesti sähköaseman sisäiseen liikenteeseen suojauslait- teiden tarpeisiin. Sen avulla voidaan muun muassa hoitaa katkaisijoiden tilatiedot, lau- kaisusignaalit ja jälleenkytkennät. Toiminta perustuu laitteiden välisiin master-slave-suh- teisiin, tiedonsiirto tapahtuu masterin aloitteesta. Fyysisen kerroksen voi muodostaa RS- 232 tai RS-485, minkä lisäksi tiedonsiirrossa voidaan hyödyntää valokuitua. 28 IEC 104 on edellä käsitellyn IEC 101 protokollan kehittyneempi versio. Se perustuu ether- netiin ja sisältää myös TCP- ja IP-kerrokset. Nykyisin sitä hyödynnetään usein kaukokäy- tössä ala-aseman ja valvomon välillä. 3.4 IEC 61850 IEC 61850 on nykyisin keskeinen standardi sähköasemien tiedonsiirrossa. Falkin (2019, s. 39) mukaan standardin ensimmäinen versio julkaistiin vuonna 2004. Ensimmäinen versio oli suppea verrattuna noin kuusi vuotta myöhemmin julkaistuun toiseen versioon. Toinen versio on edelleenkin käytössä, mutta siihen on tehty lisäyksiä ajan myötä. Mackiewicz (2006) mukaan motiivina IEC 61850 standardin luomiselle oli muun muassa tarve saada usean eri valmistajan laitteet kommunikoimaan keskenään vaivattomasti. Taulukossa 1 on esitetty standardin rakennetta, joka koostuu kymmenestä osasta, joista käsitellään seuraavaksi tämän työn kannalta olennaisimmat. Taulukko 1. IEC 61850 standardin rakenne (Mackiewicz, 2006). Luku Aihe 1 Introduction and overview 2 Glossary and terms 3 General requirements 4 System and project management 5 Communication requirements for functions and device models 6 Configuration description language for communication in electrical substa- tions related to IED’s 7 Basic communication structure for substation and feeder equipment 7.1 - Principles and models 7.2 - Abstract communication service interface (ACSI) 7.3 - Common data classes (CDC) 7.4 - Compatible logical node classes and data classes 8 Specific communication service mapping (SCSM) 29 8.1 - Mapping to MMS(ISO/IEC 9506 – Part 1 and part 2) and to ISO/IEC 8802- 3 9 Specific communication service mapping (SCSM) 9.1 - Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point link 9.2 - Sampled values over ISO/IEC 8802-3 10 Conformance testing 3.4.1 Abstract communication service interface (ACSI) Standardin osiossa 7.2 käsitellään abstract communication service interface (ACSI), joka on yksi IEC 61850 standardin keskeisimmistä ominaisuuksista. Se toimii rajapintana säh- köjärjestelmän komponenttien sekä analogisten arvojen ja asema-automaation välillä. Se määrittää loogisesti erilaiset palvelut sekä virtualisoi primääritason laitteet. ACSI si- sältää muun muassa datamallin sekä sen eri luokkia käyttävät palvelut (Liang, 2008). Kos- tic (2007) mukaan jokainen IEC 61850 standardia tukeva suojarele sisältää ACSI-palveli- men, jonka avulla suojarele voi toteuttaa eri palveluita kuten esimerkiksi raportoida data-attribuuttien arvoja väylään sekä toteuttaa väylästä tulevia ohjauskäskyjä. ACSI-pal- velinten ansiosta lähettävä laite ei tarvitse tietoja vastaanottavasta laitteesta, mikä mah- dollistaa valmistajasta riippumattoman yhteensopivuuden laitteiden välillä. ACSI palvelin takaa ikään kuin yhteisen kielen laitteille, mutta se ei kuitenkaan vastaa tiedonsiirrosta laitteiden välillä vaan siitä vastaavat standardissa erikseen määritellyt protokollat. ACSI-palveluiden keskiössä on datamalli. Mackiewicz (2006) mukaan datamallin määrit- tely alkaa fyysisestä laitteesta (physical device). Fyysisellä laitteella tarkoitetaan laitetta, joka liittyy tietoliikenneverkkoon. Se määritellään yleensä sen IP-osoitteen perusteella. Fyysinen laite voi sisältää yhden tai useamman loogisen laitteen (logical device). Kuvan 7 esimerkissä fyysinen laite sisältää vain yhden loogisen laitteen suojarele 1. Loogiset laitteet sisältävät loogisia solmuja (LN), jotka kuvaavat niiden toiminnallisuuksia. Esimer- kiksi kuvassa solmu XCBR tarkoittaa katkaisijaa. X ilmaisee, että solmu liittyy kytkinlait- teistoon ja CBR on standardin määrittelemä lyhenne katkaisijalle (engl. circuit breaker). 30 Loogiset solmut puolestaan sisältävät dataobjekteja (DO), jotka kertovat minkä tyyppi- sestä tiedosta on kyse. Esimerkin katkaisijan dataobjektina on position (Pos), joka liittyy katkaisijan tilatietoon. Dataobjekti pitää sisällään data-attribuutit (DA), jotka sisältävät itse datan. Esimerkiksi Pos dataobjekti pitää sisällään vähintään data-attribuutit stVal eli tila, q eli viestin laatu- luokitus sekä aikaleiman t. Malliin on merkitty myös kunkin dataobjektin toiminnallinen rajoite eli function constraint (FC). Toiminnallinen rajoite status (ST) tarkoittaa, että ky- seisen data liittyy tilan raportointiin. Vastaavasti toiminnallinen rajoite controls (CO) tar- koittaa, että kyseinen data liittyy ohjauskomentoihin. Dataobjektien ja -attribuuttien ominaisuuksia käsitellään seuraavaksi tarkemmin. Kuva 7. IEC 61850 datamalli (Tebekaemi, 2016). Kuvan 8 ensimmäisessä sarakkeessa nähdään katkaisijan loogisen solmun XCBR sisältä- miä dataobjekteja. Toisesta sarakkeesta nähdään standardin määrittämä yleinen data- luokka common data class (CDC), joka kuvaa dataobjektin tietojen tyypin ja rakenteen. Kolmannesta sarakkeesta nähdään objektin kuvaus ja viimeisestä sarakkeesta onko 31 objekti pakollinen (M) vai valinnainen (O). Tämän perusteella pakollisia tietoja katkaisijan loogiselle solmulle ovat muun muassa katkaisijan asentotieto, kiinni- ja aukiohjauksen esto, toimintakyky sekä tapahtuuko ohjaus paikallisesti vai etänä. Kuva 8. Katkaisijan looginen solmu XCBR (Mackiewicz, 2006). Käsitellään tarkemmin pakollista dataobjektia local operation (Loc). Se ilmaisee, tapah- tuuko ohjaus paikallisesti vai etänä ja sen yleinen dataluokka on single point status (SPS), mikä tarkoittaa, että tila voidaan ilmaista yhdellä bitillä. Dual point status (DPS) puoles- taan vaatii kaksi bittiä tilan ilmaisuun. Kuvan 9 ensimmäisestä sarakkeesta nähdään sen sisältämät data-attribuutit ja toisesta sarakkeesta kunkin data-attribuutin tyyppi. Kol- mannesta sarakkeesta nähdään function constraint (FC), joka määrittää data-attribuutin käyttötarkoituksen. Neljännestä sarakkeesta nähdään trigger option (TrgOp), joka mää- rittää milloin raportointi alkaa. Trigger option for data change (dchg) tarkoittaa, että ra- portointi alkaa, kun kyseisen attribuutin data muuttuu. Kuudennesta sarakkeesta näh- dään, onko data-attribuutti pakollinen vai valinnainen. 32 Kuva 9. Single point status ominaisuudet (Mackiewicz, 2006). Kuvasta 10 nähdään vielä standardin mukainen viittaus datapisteeseen, jonka kaikki standardia tukevat laitteet ymmärtävät. Ozansoy (2009) mukaan näitä viittauksia ryh- mäksi kokoamalla saadaan aikaan dataset. Niitä voidaan tehdä useita ja niiden avulla voidaan pyytää ja raportoida usean datapisteen arvo kerralla. Kuva 10. IEC 61850 standardin mukainen viittaus datapisteeseen (Mackiewicz, 2006). 33 3.4.2 Manufacturing message specification (MMS) Mekkasen (2015) mukaan Manufacturing message specification (MMS) on sovellustason protokolla, joka tarjoaa laitevalmistajasta riippumattoman tavan jakaa reaaliaikaista tie- toa. Se toimii client-server-periaatteella mahdollistaen ACSI palvelinten toiminnan. Se mahdollistaa kommunikoinnin vertikaalisuunnassa kenttä- ja asematason laitteiden vä- lillä. Usein palvelimena toimii esimerkiksi suojarele ja asiakkaana ala-asema. Keskeisenä ominaisuutena on virtual manufacturing device (VMD) -malli, joka määrittää miten pal- velin nähdään asiakkaan näkökulmasta. Se sisältää omat objektit ja palvelut, jotka yhdis- tetään ACSI palveluihin. Mackiewicz (2006) mukaan MMS valittiin käyttöön siitä syystä, että se tukee monimutkaisia nimeämis- ja palvelumalleja. Suurin osa ACSI palveluista to- teutetaan MMS palveluilla write ja read. Esimerkiksi, jos ala-asema haluaisi pyytää kent- täohjausyksiköltä katkaisijan tilatietoa, niin se etenisi seuraavalla tavalla. MMS käyttää ReadRequest -palvelua viitaten samalla katkaisijan dataobjektiin Re- lay1/XCBR1$ST$Pos$stVal, minkä ACSI-palvelin yhdistää GetDataValues palveluun. Kent- täohjausyksikkö vastaa hyödyntäen MMS ReadResponse -palvelua. Standardin ideana kuitenkin on se, että tiedonsiirto olisi kyselyyn perustuvan tiedonkeruun sijaan tapahtu- mapohjaista raportointia. Kuten kuvasta 11 havaitaan niin MMS hyödyntää tiedonsiir- rossa ethernetiä ja viestit reititetään IP-osoitteen perusteella. 34 Kuva 11. Sovellustason protokollien yhteys alemman tason protokolliin (Liang, 2008). 3.4.3 Generic object oriented substation event (GOOSE) Generic object oriented substation event (GOOSE) avulla voidaan toteuttaa sähköase- man horisontaalisessa suunnassa tapahtuva tiedonsiirto. Esimerkiksi asemaväylään kyt- ketyt suojareleet voivat kommunikoida keskenään GOOSE:n avulla. Lopesin (2015) mu- kaan GOOSE on aikakriittinen viesti, jolla on tärkeä rooli sähköaseman suojaus- ja oh- jaustoiminnoissa. Viestien tärkeyden vuoksi ne täytyy toimittaa nopeasti ja luotettavasti. Yksi toimintavarmuutta lisäävä tekijä on viestin uudelleenlähetystoiminto. GOOSE toimii publisher-subscriber periaatteella, jossa lähettävä laite on julkaisija ja vas- taanottava laite tilaaja. Kuvasta 11 nähdään kuinka GOOSE on yhdistetty suoraan OSI- mallin linkkikerrokseen, jolloin ylimääräisistä kerroksista ei aiheudu viivettä. Vastaanot- tajan IP-osoitteen sijaan kehykset lähetetään MAC monilähetysosoitteeseen, jonka muut laitteet voivat tilata tarpeen mukaan. Tämän myötä kuitenkin viestien toimitusvarmuus saattaa kärsiä, minkä parantamiseksi on kehitetty erilaisia toimintoja kuten uudelleenlä- hetystoiminto. Kuvassa 12 havainnollistetaan GOOSE:n uudelleenlähetystoiminnon 35 lähetyssykliä. Tapahtuman kohdalla sykli tihenee ja uudelleenlähetys tapahtuu ajanjak- son T1 välein. Uudelleenlähetyksen ansiosta yhden kehyksen katoaminen ei vielä aiheuta ongelmia, mikäli seuraava kehys menee perille. Hiljalleen sykli harvenee ajanjakson T2 ja T3 pituiseksi, kunnes se palautuu normaalitilan T0 pituiseksi. Normaalitilassa GOOSE lä- hettää tasaisin väliajoin viestin, jolloin voidaan varmistua siitä, että yhteys toimii. Kukin viesti sisältää TimeAllowedToLive-arvon, joka ilmaisee tilaajalaitteille missä ajassa seu- raavan viestin tulisi saapua. Jos seuraava viesti ei saavu aikaikkunan sisällä niin tilaaja- laite voi aktivoida hälytyksen yhteysvirheen merkiksi. Kuva 12. Goose:n uudelleenlähetystoiminto (Lopes, 2015). Kuvassa 13 nähdään GOOSE-kehyksen rakenne. Lopesin (2015) mukaan kehys koostuu neljästä pääosiosta, jotka ovat ethernet, 802.1Q, ethertype ja GOOSE. Ensimmäinen osio koostuu viestin lähettäjän ja määränpään MAC-osoitteista. Osoitteen kolme ensim- mäistä oktettia tulee olla 01-oC-CD ilmaistakseen, että kyseessä on MAC monilähetys- osoite ja neljännen oktetin tulee olla 01 ilmaistakseen, että kyseessä on GOOSE-viesti. Loput kaksi oktettia osoitteesta voi määritellä vapaasti väliltä 00-00 ja 01-FF. Kehyksen toinen osa määrittelee viestien ja verkkojen priorisoinnin. TPID arvo on 0x8100, mikä osoittaa, että paketti sisältää VLAN tunnisteita. PCP ilmaisee datan prioriteetin 802.1Q määrittämän asteikon mukaisesti, jossa 0 on pienin ja 7 suurin prioriteetti. CFI ilmaisee, onko osoite kanonisessa muodossa, mutta se on nykyisin korvattu tunnisteella DEI, joka ilmaisee, voidaanko paketti jättää toimittamatta ruuhkatilanteessa (Huawei, 2024). VID 36 ilmaisee mihin VLAN-verkkoon kyseinen paketti kuuluu ja sen käyttö on valinnaista. Et- hertype ilmaisee mitä protokollaa kehyksen data hyödyntää sovelluskerroksessa, joka on GOOSE:n tapauksessa 88b8 heksadesimaalimuodossa esitettynä. Neljännen osion APPID auttaa vastaanottavia laitteita tunnistamaan, mitkä viestit kuuluvat niille. Osiossa on va- rattu myös tuleville sovelluksille kaksi paikkaa. Viimeisenä on goose protocol data unit (goosePDU), joka sisältää useita tietokenttiä. Kuva 13. Goose-viestin ethernet-kehyksen rakenne (Lopes, 2015). Goosepdu sisältämät tietokentät nähdään kuvasta 14. Falkin (2018, s. 184) mukaan cont- rol block reference on viittaus toimintalohkoon, josta viesti on peräisin. Time allowed to live määrittää ajan minkä kuluessa seuraavan viestin tulisi saapua yhteyden toimiessa. DatSetReference kertoo minkä tietojoukon dataa on toimitettu viestissä. GOOSEID on käyttäjän konfiguroitavissa oleva merkkijono, jonka avulla voidaan helpottaa kyseisen viestin suodattamista muiden joukosta. Jos sitä ei konfiguroida erikseen niin oletusar- vona se on sama kuin control block reference. Viestin aikaleima käy ilmi kohdasta event timestamp. State number ilmaisee viestin datassa tapahtuvat muutokset kasvattaen lu- kuarvoaan aina yhdellä, kun viestin datassa tapahtuu muutos. Sequence number puo- lestaan ilmaisee, kuinka mones viesti on kyseessä viimeisimmän datassa tapahtuneen muutoksen jälkeen. Se siis kasvaa yhdellä joka viestin kohdalla, kunnes state number muuttuu, jolloin sequence number alkaa taas kasvamaan nollasta. Simulation bit tai test kertoo, onko kyseinen viesti testi. Configuration revision ilmaisee tietojoukon konfigu- rointiversion ja arvo kasvaa aina kun tietojoukkoa muokataan. Needs commissioning an- toi ensimmäisessä versiossa arvon tosi, kun julkaisija oli havainnut merkittävän ongel- man, mutta toisessa versiossa vastaavassa tilanteessa julkaisija lopettaa viestien lähet- tämisen. Number dataset entries kertoo viestin sisältämän datapisteiden määrän. Lo- puksi viestin kohdasta data löytyy itse viestin data. 37 Kuva 14. Goose protocol data unit sisältö (Hussain, 2023). 3.4.4 Prosessiväylä ja sampled values Perinteisten sähköasemien lisäksi voidaan toteuttaa myös digitaalisia sähköasemia, joissa hyödynnetään IEC 61850 standardin määrittämää prosessiväylää sekä sampled va- lue (SV) viestejä. Prosessiväylällä tarkoitetaan kenttä ja prosessitason välistä ethernetiin perustuvaa tiedonsiirtoväylää, joka havaittiin myös kuvasta 2 sivulla 16. Perinteisesti kaikki mittamuuntajien mittaustiedot sekä kytkinlaitteiden ohjaukset ja tilat on johdo- tettu yksittäin jakokaapeilta asemarakennuksen relekaapeille, minkä välimatka on kym- menistä metreistä satoihin metreihin. Prosessiväylän myötä johdotus vähenee huomat- tavasti, sillä asemalla saattaa olla kymmeniä kenttiä, joista kultakin kentältä kulkee kym- meniä johtoja asemarakennuksen relekaapeille. Mekkasen (2015, s. 36) mukaan mittamuuntajien mittausdata toimitetaan prosessi- väylässä SV viesteinä kenttätason laitteille. SV on Goosen tavoin aikakriittinen viesti ja muistuttaa myös muilta osin paljon Goose:a sillä se toimii publisher-subscriber periaat- teella. Kuten kuvasta 11 nähdään, niin SV on yhdistetty GOOSE:n tavoin suoraan OSI- mallin linkkikerrokseen tiedonsiirron nopeuttamiseksi. 38 Adewole (2014) mukaan merging unit (MU) toimii rajapintana perinteisten analogisten mittasignaalien ja prosessiväylän digitaalisten viestien eli SV välillä. Lisäksi sama laite voi toimia rajapintana primäärilaitteiden binääriarvojen ja prosessiväylän GOOSE sanomien välillä. Esimerkiksi Siemens 6MU85 merging unit sisältää mittausten virta- ja jännitelii- täntöjen lisäksi binäärisiä lähtöjä kytkinlaitteiden ohjaamista varten sekä binäärisiä tu- loja kytkinlaitteiden tilatietojen keräämistä varten. Näiden binääristen tietojen lähetys väylään tapahtuu GOOSE-viesteillä. Pelkästään mittaussignaalien muuntamiseen tarkoi- tetusta laitteesta voidaan käyttää nimeä stand alone merging unit (SAMU). MU voi olla myös sulautettu low power instument transformer (LPIT) laitteen kanssa yhdeksi lait- teeksi. Toiminta perustuu siihen, että MU ottaa signaalista näytteitä tietyllä taajuudella, jonka jälkeen paketoi ne ethernet-kehyksiin. Yksi viesti voi sisältää useamman näytteen. IEC 61850-92LE määrittelee näytteenottotaajuudeksi normaaleihin suojaustoimintoihin 80 näytettä jaksonajalta ja korkeamman taajuuden vaativiin sovelluksiin kuten sähkön- laadun tarkkailuun 256 näytettä jaksonajalta. 50 herzin järjestelmässä näytteenottotaa- juudet ovat siis 4 kHz ja 12,8 kHz. Suuren näytteenottotaajuuden vuoksi on syytä kiinnit- tää huomiota prosessiväylän tiedonsiirtokapasiteetin riittävyyteen jo suunnitteluvai- heessa. SV viesteissä myös aikasynkronointi on merkittävässä roolissa, sillä vääristynyt aikaviite laitteiden välillä aiheuttaa vaihesiirtymää mittaustuloksiin. 3.4.5 Konfigurointikieli ja tiedostotyypit Standardin osiossa 6 määritellään konfigurointikuvauksen kieli eli Substation configura- tion language (SCL). Peng (2016) mukaan SCL-kieli perustuu XML-kieleen ja sillä voidaan kuvata laitteiden toimintoja, sekä sähköaseman ja sen tietoliikenneverkon rakenteita. Kuvasta 15 nähdään konfiguroinnin keskeisimmät tiedostomuodot. IED capability desc- ription (ICD) -tiedosto kuvaa laitteen ominaisuudet kuten mitä loogisia solmuja, toimin- toja ja viestintäprotokollia laite tukee. Kunkin laitteen ICD siirretään system configurator -työkaluun. System specification description (SSD) -tiedostolla kuvataan sähköaseman rakenne single line diagram (SLD) muodossa eli yksiviivaesityksenä. Se myös kuvaa mitä loogisia solmuja järjestelmän tulee sisältää ja miten järjestelmän komponentit ovat yh- teydessä toisiinsa. Kun ICD ja SSD on viety system configurator -työkaluun niin saadaan 39 muodostettua substation configuration description (SCD) -tiedosto, joka sisältää aseman täydellisen konfiguraation. Siinä yhdistyvät SSD-tiedoston ja ICD-tiedostojen tiedot. Con- figured IED description (CID) -tiedosto kuvaa SCD-tiedoston tiedot vain yhden laitteen osalta. Kuva 15. Konfiguroinnin periaate (Peng, 2016). 3.5 Aikatahdistus Aikatahdistus on keskeinen osa sähköaseman toimintaa ja sen rooli korostuu entisestään digitaalisella sähköasemalla. Ozanzoy (2008) mukaan laitteiden aikatarkkuusvaatimukset kellolle on jaettu viiteen luokkaan IEC 61850 standardissa. Luokat ja niiden tarkkuudet ovat T1=±1 ms, T2=±100 µs, T3=±25 µs, T4=±4 µs ja T5=±1 µs. Aikasynkronoinnin tark- kuus riippuu käytetystä protokollasta. Tyypillisiä protokollia ovat network time protocol (NTP), simple network time protocol (SNTP) ja precision time protocol (PTP). 3.5.1 Precision time protocol (PTP) Edellä mainituista tarkin on IEEE 1588 standardin määrittelemä PTP, joka riittää täyttä- mään myös prosessiväylän aikatarkkuusvaatimukset mikrosekuntien aikatarkkuudella. Moore (2010) mukaan IEEE 1588 määrittelee järjestelmän neljä kellotyyppiä, jotka ovat ordinary, grandmaster, boundary sekä transparent. Laitteiden välillä vallitsevat roolit 40 master ja slave sen mukaan onko laite aikalähde vai vastaanottaja. Tyypillisesti GPS:n avulla synkronoitu grandmaster toimii asemalla ensisijaisena aikalähteenä. Vastaavia laitteita voi olla asemalla kaksi redundanssin parantamiseksi, mutta ne voivat toimia vain yksi kerrallaan grandmasterina. Best master clock -algoritmin perusteella valitaan, kumpi toimii grandmasterina. Kuvassa 16 havainnollistetaan laitteiden keskinäisiä rooleja. Grandmaster lähettää vies- tin esimerkiksi kytkimelle, jonka tyyppi on transparent. Tällöin kytkin ei synkronoi kelloa, mutta mittaa aiheuttamansa viiveen ja välittää viestin eteenpäin. Mikäli kyseessä on tyyppi boundary, niin laite synkronoi kellonsa ja lähettää ajan viestillä eteenpäin. On hyvä huomata, että boundary voi jakaa aikaa eri VLAN-verkkoihin, mutta transparent voi vä- littää ajan vain samaan verkkoon. Viestejä pelkästään vastaanottavan laitteen kuten esi- merkiksi IED:n tyyppi on ordinary. Kuva 16. PTP-protokollan toimintaperiaate (Networklessons.com, n.d.). Wang (2010) mukaan kuvasta 17 nähdään PTP aikasynkronoinnin periaate kahden lait- teen välillä. Todellinen kellonaika sisällytetään synkronointiviestiin, jonka grandmaster lähettää monilähetyksenä muille laitteille. Joissain tapauksissa synkronointiviestiin ei saada aikaleimaa T1 viestin lähetyksestä, minkä vuoksi se lähetetään follow-viestillä. Ai- kaleima T2 saadaan synkronointiviestin perille saapumisesta. Aikaleima T3 saadaan delay request -viestin lähetyksestä ja T4 sen perille saapumisesta. Kun aikaleimat ovat tiedossa niin ero lähteen ja vastaanottavan laitteen kellojen välillä voidaan laskea yhtälöstä 41 𝑇𝑜𝑓𝑓𝑠𝑒𝑡 = (𝑇2−𝑇1)−(𝑇4−𝑇3) 2 (1) Lähetyksestä aiheutunut viive voidaan puolestaan laskea yhtälöstä 𝑇𝑑𝑒𝑙𝑎𝑦 = (𝑇2−𝑇1)+(𝑇4−𝑇3) 2 (2) Kuva 17. PTP-protokollan aikaleimat (Wang, 2010). 3.5.2 Network time protocol (NTP) Neagoe (2006) mukaan NTP on yksi suosituimmista internetin aikasynkronointiprotokol- lista. Sitä voidaan hyödyntää myös sähköaseman aikasynkronoinnissa, vaikka sen milli- sekuntien luokkaa oleva aikatarkkuus onkin huonompi kuin PTP:n. NTP toimii hierarkki- sesti stratum-tasoilla 0–15, joista ylin taso nolla edustaa tarkinta ajanlähdettä, kuten GPS-vastaanotinta. Kukin taso jakaa ajan alapuolella olevalle tasolle. NTP:n aikasynkro- nointi perustuu SNTP:n tavoin kyselypohjaiseen malliin, jossa asiakas pyytää kellonaikaa aikapalvelimelta. Kysely tapahtuu samalla periaatteella kummallakin protokollalla ja se on kuvattu tarkemmin SNTP:n yhteydessä seuraavassa luvussa. NTP protokollaa käytet- täessä asiakaslaite hyödyntää risteysalgoritmia, jonka avulla se voi vertailla usean eri pal- velimen tarjoamaa aikaa ja valita tarkimman, mikä vähentää virheellisen synkronoinnin riskiä. Synkronoinnin tarkkuutta kuitenkin heikentää se, että viiveiden oletetaan olevan 42 samat molempiin suuntiin, mikä ei aina pidä paikkaansa. Epätarkkuutta lisää myös se, että viestien aikaleimat luodaan sovellustasolla, jolloin viiveet laitteen sisäisessä käsitte- lyssä voivat aiheuttaa vääristymää. 3.5.3 Simple network time protocol (SNTP) SNTP on kevennetty versio NTP protokollasta ja mahdollistaa aikasynkronoinnin vähin- tään kymmenien millisekuntien tarkkuudella. Ussoli (2013) mukaan SNTP aikasynkro- nointi tapahtuu NTP:n tavoin kyselypohjaisesti, mitä havainnollistetaan kuvassa 18. Asia- kaslaite lähettää aikapalvelimelle kyselyviestin, joka sisältää lähetyshetken aikaleiman T1. Viestin saapuessa palvelimelle palvelin kirjaa ylös saapumisajan T2. Tämän jälkeen pal- velin muodostaa vastausviestin, joka sisältää palvelimen ajan sekä aikaleimat T2 ja T3, joka saadaan vastausviestin lähetyksestä. Vastausviestin saapumisesta asiakaslaitteelle saadaan vielä aikaleima T4, minkä jälkeen asiakaslaite voi laskea viestin viiveen sekä kel- lonsa poikkeaman ja säätää ajan. Yhtenä protokollan rajoitteena on se, että synkronointi voidaan toteuttaa tiheimmillään 16 sekunnin välein. SNTP ei myöskään mahdollista kel- lon käyntinopeuden muuttamista aikaa synkronoidessa kuten NTP, vaan säätö tapahtuu siirtämällä kello oikeaan aikaan yhdellä askeleella, mikä saattaa aiheuttaa ongelmia jois- sain järjestelmissä. SNTP eroaa NTP:stä myös siten, että se ei sisällä vertailualgoritmia, minkä takia asiakaslaitteet eivät voi arvioida eri aikapalvelinten tarkkuutta. Asiakaslaite kykenee vastaanottamaan ajan vain yhdeltä palvelimelta ja ajan ollessa virheellinen myös asiakkaan kellonaika vääristyy. Kuva 18. SNTP protokollan kommunikointi (Ussoli, 2013). 43 4 Konfigurointi ja testaus Työn yhtenä tavoitteena on selvittää, kuinka käytönvalvontajärjestelmän käyttöliittymän konfigurointi tapahtuu Zenon-ohjelmiston avulla. Lisäksi tavoitteena on selvittää, miten Omicron-laitteistoa voi hyödyntää automaation testauksessa. Tässä luvussa perehdytään käyttöliittymän konfiguroinnin työvaiheisiin sekä järjestelmän testaamiseen. 4.1 Työkalut ja työn tavoitteet Käyttöliittymän konfigurointiin käytetään Copa-Datan kehittämää Zenon automaatio-oh- jelmistoa. Zenon tarjoaa monipuolisia ratkaisuja teollisuuden sekä energiajärjestelmien valvonta- ja ohjaustarpeisiin. Tämän työn konfiguroinnit toteutetaan Zenon Engineering Studio 14 avulla. Zenon Service Engine on osa, joka suorittaa varsinaisen valvonta- ja ohjausjärjestelmän toiminnan. Konfiguroitavan käytönvalvontajärjestelmän HMI tulee kattamaan kuusi 110 kV kenttää, mutta testiosiossa keskitytään vain yhden kentän testaamiseen, sillä muut kentät toimi- vat samalla periaatteella. Työmäärän rajaamiseksi konfiguroinnissa keskitytään ensisijai- sesti järjestelmän toiminnallisuuden toteuttamiseen, minkä takia ohjelmiston visuaaliset toiminnot jätetään vähemmälle huomiolle. Keskeisimpinä tavoitteina konfiguroinnissa on luoda toimiva SLD-näkymä, ohjaustoiminnot, tapahtumalista ja hälytyslista. Järjestelmän testaus suoritetaan kuvassa 19 näkyvän Omicron MBX1-laitteen sekä Omic- ron IEDScout-ohjelmiston avulla. Kyseistä laitetta voidaan hyödyntää myös Sta-tionscout- ohjelmiston kanssa ja laitteesta kuuleekin usein käytettävän nimeä stati-onscout. MBX1 mahdollistaa IED-laitteiden simuloimisen, minkä ansiosta automaation testaaminen voi- daan suorittaa ilman sähköaseman fyysisiä laitteita. IEDScoutin avulla voidaan ohjata muun muassa, mitä tilatietoja ja hälytyksiä MBX1 lähettää HMI:lle. Liittyminen laittee- seen tietokoneella tapahtuu laitteen takaportin kautta. Etuporttien kautta tapahtuu asema-automaation tietoliikennöinti. 44 Kuva 19. Omicron MBX1-laite (Omicron, 2021). 4.2 Konfigurointiprosessi Seuraavissa osioissa käsitellään käytönvalvontajärjestelmän HMI:n konfigurointia Ze- nonilla. Ohjelmistossa on lukuisia eri toimintoja ja tässä käsitellään niistä tämän työn kannalta keskeisimmät. Monille asioille on myös useita vaihtoehtoisia toteutustapoja ja tässä on kuvattu vain joitain niistä. Konfigurointia varten sähköasemasta tarvitaan jonkin verran lähtötietoja. Tarvittavat tiedot saadaan hankkimalla IED-laitteiden CID-tiedostot tai aseman SCD-tiedosto. Lisäksi konfiguroinnissa voi olla tarpeen aseman IP-osoitelista ja yksiviivakaavio. 4.2.1 Projektin luominen Uusi projekti aloitetaan työtilan luomisella klikkaamalla seuraavassa järjestyksessä File, Workspace ja New Workspace. Yksi työtila voi sisältää useita projekteja ja uusi projekti saadaan lisättyä klikkaamalla File ja Project New. Kuvassa 20 nähdään yleisnäkymä oh- jelmasta. Violetissa ikkunassa on projektipuu, jonka avulla voidaan hallita projektin omi- naisuuksia ja työkaluja. Vihreään ikkunaan avautuu objektilista, jossa voidaan nähdä 45 erityyppiset objektit listattuna. Haluttu objektilista voidaan avata projektipuusta, kuten kuvassa kehysten lista. Keltaisessa ikkunassa voidaan muokata objekteja, jotka saadaan avattua ikkunaan objektilistasta. Oranssissa ikkunassa voidaan asetella objektien para- metrejä, mitä helpottaa kunkin parametrin kohdalla oikealle puolelle avautuva ohje. Kuva 20. Zenon Engineering Studio yleisnäkymä. Konfiguroinnin jälkeen, muutokset täytyy aina ladata service engineen ja se tapahtuu kuvassa 21 esitetyn vihreän ikkunan painikkeesta. Sinisen ikkunan painikkeesta puoles- taan käynnistetään service engine. Kun tiedot on ladattu service engineen niin se täytyy vielä päivittää, joka tapahtuu käynnistämällä service engine uudelleen tai funktiota hy- väksi käyttäen. Työn helpottamiseksi kannattaa mahdollisimman alussa luoda painike ja yhdistää siihen funktio reload project online. Tämän painikkeen avulla saadaan päivitet- tyä service enginen nopeasti aina muutosten jälkeen. Painikkeiden ja funktioiden luomi- nen käsitellään tarkemmin myöhemmissä kappaleissa. 46 Kuva 21. Service enginen muutosten lataaminen ja käynnistäminen. 4.2.2 Näyttöjen rakenteet Rakenteen määrittely alkaa kehysten (Frames) luomisella. Kehykset ovat kiinteästi mää- riteltyjä alueita, joihin sijoitetaan myöhemmin luotavat näytöt (Screens). Kuvasta 22 näh- dään, kuinka projektiin on luotu neljä kehystä vasemman yläkulman painikkeesta. Vas- taavaa pluspainiketta käytetään myös muilla objektilistoilla, kun niille halutaan lisätä ob- jekteja kuten esimerkiksi muuttujia. Kehyksen parametreissä olennaisinta on sen paikan määrittäminen. Oikealla olevasta ikkunasta nähdään kunkin kehyksen paikka. 47 Kuva 22. Kehysten luominen. Seuraavaksi voidaan luoda kehysten tavoin näyttöjä avaamalla projektipuusta näyttöjen objektilista ja klikkaamalla yläkulman pluspainikkeesta. Tämän myötä avautuvasta ikku- nasta valitaan mihin kehykseen näyttö sijoitetaan sekä näytön tyyppi listasta, joka sisäl- tää myös valmiiksi rakennettuja näyttöjä, joita hyödynnetään myöhemmin. 4.2.3 Ajurit Ajurit (Drivers) mahdollistavat yhteyden IED-laitteisiin. Projektin ajureiden hallinta ta- pahtuu avaamalla projektipuusta kohta Drivers, joka löytyy kohdan Variables alapuolelta. Uuden ajurin lisääminen tapahtuu pluspainikkeesta. Seuraavaksi valitaan ajurin tyyppi, joka on tässä tapauksessa IEC 61850 driver. Seuraavaksi avautuu kuvassa 23 näkyvä Con- figuration-ikkuna, jonka kohdasta Connections päästään lisäämään uusi IED-laite. Tässä kohdassa tärkeintä on asettaa IED-laitteen IP-osoite. Tässä tapauksessa syötetään simu- loitavan kenttäohjausyksikön IP-osoite. Ajurin luonnin jälkeen voidaan alkaa tuomaan ky- seisen laitteen signaaleja eli muuttujia konfigurointiohjelmaan. 48 Kuva 23. IED-laitteen lisääminen. 4.2.4 Muuttujat Muuttujat edustavat järjestelmässä signaaleja, joiden avulla eri toiminnot saadaan to- teutettua ja tilat raportoitua. Uusien muuttujien luominen tapahtuu avaamalla muuttu- jalista projektipuusta kohdasta Variables ja klikkaamalla pluspainikkeesta. Seuraavaksi avautuvassa ikkunassa tulee määrittää muuttujan nimi, ajuri ja datan tyyppi. Muuttujia voidaan myös tuoda ulkopuolelta projektiin. IED-laitteen muuttujien tuonti tapahtuu helposti CID-tiedoston avulla. Valitaan ajurilistalta ajuri, jonka muuttujia halu- taan tuoda ja klikataan yläpaneelissa olevaa alanuolipainiketta. Seuraavaksi avautuvasta ikkunasta valitaan laite, jonka muuttujia halutaan tuoda sekä tuodaanko muuttujat lait- teesta vai tiedostosta. Tässä tapauksessa muuttujat tuodaan tiedosta ja kuvasta 24 voi- daan nähdä esimerkkinä erottimen Q1 tilatietomuuttujan tuominen. 49 Kuva 24. Muuttujien tuominen CID-tiedostosta. 4.2.5 Funktiot Funktioiden avulla voidaan toteuttaa toimintoja ja ensimmäisenä luodaan funktio, jolla saadaan suoritettua näytön vaihto. Projektipuun kohdasta Functions päästään tarkaste- lemaan ja luomaan uusia funktioita. Luodaan funktio näytön vaihtamiseksi klikkaamalla pluspainikkeesta, jonka myötä avautuu kuvan 25 vasemmanpuoleinen valikko. Valitaan avautuvasta valikosta Screens ja Screen Switch. Seuraavaksi näytölle avautuu kuvan 25 oikeanpuoleinen valikko, josta tulee valita näyttö, jonka halutaan avautuvan funktiolla. Myöhemmin luotavat painikkeet saadaan toimimaan yhdistämällä niihin funktioita. 50 Kuva 25. Näytönvaihtofunktion luominen. Näyttöjen avauksessa voidaan hyödyntää skriptiä, jolloin näytöt saadaan avautumaan automaattisesti, kun ohjelma käynnistetään. Skripti saadaan luotua projektipuusta funk- tioiden alapuolelta kohdasta Scripts. Luodaan Kuvan 26 mukainen Autostart-skripti, jo- hon liitetään funktiot, jotka avaavat navigointinäytön, tilanäytön sekä SLD-näytön. Tä- män myötä edellä mainitut näytöt avautuvat automaattisesti aina, kun service engine käynnistetään. On syytä huomata, että funktiot toteutetaan järjestyksessä ylhäältä alas- päin, joten niiden järjestyksellä on merkitystä ikkunoiden näkyvyyteen, jos kehysten si- jainnit ovat päällekkäisiä. Kuva 26. Skriptin luominen. 51 4.2.6 Visualisointi symboleilla ja yhdistetyillä elementeillä Symboleiden (Symbols) avulla saadaan visualisoitua erilaiset komponentit, tilanteet ja tapahtumat, minkä myötä käyttäjä saa havainnollisen kuvan sähköjärjestelmän raken- teesta sekä tilasta. Symboleihin päästään käsiksi avaamalla projektipuusta valikko Screens ja symbol library. Symboleita voidaan luoda itse pluspainikkeesta tai tuoda val- miina kohdasta import XML. Kun symboli on tallennettu symbolikirjastoon niin sitä voi- daan hyödyntää uudelleen raahaamalla se näytölle. Symboleita hyödynnetään esimer- kiksi painikkeissa ja kytkinlaitteiden tilan ilmaisussa. Yhdistetyt elementit (Combined elements) mahdollistavat symboleiden dynaamisuuden, mikä tarkoittaa, että symbolin ulkoasu saadaan muuttumaan tilanteen mukaan. Niitä hyödynnetään erityisesti kytkinlaitteiden visualisoinnissa. Yhdistetyn elementin luomi- nen aloitetaan luomalla uusi symboli ja avaamalla se muokattavaksi ikkunaan. Sen jäl- keen avataan ylävalikosta Elements ja valitaan Combined Element. Seuraavaksi näytölle avautuu kuvan 27 ikkuna, jossa päästään määrittämään elementin ominaisuudet. Ku- vassa nähdään esimerkki erottimen Q1 elementistä, jossa ensimmäisenä on valittu yh- distettävä muuttuja vihreään laatikkoon. Kyseinen muuttuja ilmaisee kahdella bitillä erottimen neljä tilaa, mitkä tulee lisätä ruutuun Conditions. Keltaiseen laatikkoon asete- taan muuttujan arvo, jolla tila saavutetaan ja punaiseen laatikkoon symboli, joka esite- tään kyseisessä tilassa. Sama toistetaan kaikille eri tiloille. Kiinni-tila ilmaistaan mustalla symbolilla ja auki-tila valkoisella symbolilla. Virhetilaa kuvaa symboli, jonka päällä on rasti ja välitilaa kuvaa symboli, joka on puoliksi musta. 52 Kuva 27. Yhdistetyn elementin luominen. Yhdistetyn elementin kopioiminen onnistuu symbolin tavoin, mutta sen yhteydessä täy- tyy muokata symboliin yhdistettyä muuttujaa, mitä varten avautuu automaattisesti va- likko, mikä nähdään kuvasta 28. Kenttiin syötetään alkuperäisestä muuttujasta korvat- tava osa Q1 sekä osa Q9, millä se korvataan. Samaa toimintoa voidaan hyödyntää myös, jos halutaan kopioida kokonaisia kenttiä. Tällöin korvataan esimerkiksi osa AC01 osalla AC02. 53 Kuva 28. Muuttujien linkittäminen yhdistettyjen elementtien kopioinnissa 4.2.7 SLD:n luominen Yhdistettyjen elementtien luonnin jälkeen voidaan alkaa rakentamaan SLD-näyttöä, jossa hyödynnetään yhdistettyjä symboleita. Yhdistetty symboli tarkoittaa symbolia, joka sisäl- tää symboleita tai yhdistettyjä elementtejä. Kuvassa 29 nähdään esimerkki yhdistetystä symbolista, johon on tuotu tarvittavat symbolit ja elementit. Aloitetaan ensimmäisen kentän tekeminen luomalla uusi symboli. Ensimmäisenä voidaan määritellä symbolin so- piva koko, joka on tässä tapauksessa 230 pikseliä leveä ja 660 pikseliä korkea. Tämän jälkeen symboliin voidaan symbolikirjastosta raahata aiemmin luotuja yhdistettyjä ele- menttejä ja symboleita. Viivojen luonti tapahtuu klikkaamalla kuvassa 29 näkyvää yläpa- neelin painiketta, jossa on viivan symboli. Kun yhdistetty symboli on valmis, niin tallen- netaan se. Seuraavaksi avataan muokattavaksi SLD-näyttö kohdasta Screens ja raahataan sinne symbolikirjastosta äsken luodun kentän yhdistetty symboli. Samaa symbolia voi- daan hyödyntää myös muihin samanlaisiin kenttiin, kunhan tehdään jokaisen kentän kohdalla kuvassa 28 esitetty muuttujien yhdistäminen. Lopputuloksena saadaan kuvan 35 mukainen SLD-näyttö. 54 Kuva 29. Yhdistetyn symbolin luominen. 4.2.8 Reaktiomatriisi Reaktiomatriisin (reaction matrix) avulla voidaan luoda erilaisia logiikoita, mitä muuttu- jien arvojen muutoksista seuraa. Se muistuttaa hyvin paljon yhdistetyn elementin luo- mista. Reaktiomatriisia hyödynnetään nyt tapahtumien raportoinnissa tapahtumalistalle. Matriisissa määritellään mikä teksti seuraa muuttujien eri arvoista. Kuvasta 30 nähdään esimerkki reaktiomatriisin luonnista. Vihreässä ruudussa nähdään eri arvot, joilla matriisi toteuttaa toimintoja. Punaisessa ruudussa määritellään arvo sekä teksti, joka sen seu- rauksena saadaan. Sinisessä ruudussa valitaan, halutaanko teksti esimerkiksi hälytyslis- talle tai tapahtumalistalle. Matriisin luonnin jälkeen on vielä tärkeä yhdistää se muuttu- jaan muuttujan asetusten kautta. Matriisi saadaan yhdistettyä muuttujaan avaamalla muuttujan asetuksista kohta Limit values ja valitsemalla oikea matriisi valikosta. 55 Kuva 30. Reaktiomatriisin luonti. 4.2.9 Komennot Komentojen käsittelyä (command processing) hyödynnetään kytkinlaitteiden ohjauskäs- kyjen lähettämisessä. Komentojen toteutuminen kuitataan lähettämällä muuttunut tila- tieto IED-laitteelta. Komentoikkunan luominen aloitetaan luomalla komentonäyttö sekä kehys, johon komentonäyttö avautuu. Näytön tyyppiä määrittäessä hyödynnetään val- mista command processing screen -näyttötyyppiä. Näytön ja kehyksen luonnin jälkeen avataan projektipuusta kohta Command prosessing ja luodaan uusi komentoryhmä plus- painikkeesta. Komentoryhmän asetuksiin asetellaan muuttuja, jolla kytkennän toteutu- misesta indikoidaan eli kyseisen kytkinlaitteen tilatietomuuttuja. Lisäksi yhdistetään ko- mentoryhmä aikaisemmin luotuun komentonäyttöön. Seuraavaksi luodaan komennot auki ja kiinni. Kuvasta 31 nähdään aukaisukomennon asetukset. Lopuksi komentoryhmä täytyy vielä yhdistää muuttujaan etenemällä muuttujan asetuksissa kohtaan Write set 56 value ja Command group. Tämän jälkeen komentoikkuna avautuu aina klikatessa kytkin- laitteen symbolia SLD-ikkunassa. Kuva 31. Komentojen luonti. 4.2.10 Tapahtumalista Tapahtumalista kerää järjestelmässä tapahtuvat muutokset ja sen avulla saadaan tieto mitä tapahtui ja milloin. Tapahtumalistan luonti aloitetaan kehyksen ja näytön luomisella. Näytön luonnissa voidaan hyödyntää Zenonin tarjoamaa valmista tapahtumalistanäyttöä, joka löytyy nimellä Chronological event list. Tapahtumat voidaan tuoda tapahtumalistalle määrittämällä raja-arvot muuttujan asetuksissa kohdassa Limit values ja valitsemalla tuonti tapahtumalistalle. Tapahtumien raportointiin voidaan hyödyntää myös reak- tiomatriisia, mitä käsiteltiin aiemmassa kappaleessa. Tapahtumalistan avaamista varten luodaan funktio ja painike navigointipaneeliin. Service enginessä on mahdollista suodat- taa listan tapahtumia tai muokata näytettäviä tietoja tarpeen mukaan klikkaamalla ta- pahtumalistan yläreunassa olevasta painikkeesta Filter. 57 4.2.11 Hälytyslista Hälytyslistalle saadaan koottua järjestelmän hälytykset ja sen rakenne muistuttaa tapah- tumalistaa. Hälytyslista voi hyödyntää samaa kehystä kuin tapahtumalista, mutta oma näyttö täytyy luoda. Näytön luomista voidaan nopeuttaa hyödyntämällä Zenonin häly- tyslistanäyttöä, joka löytyy uutta näyttöä luodessa valikosta nimellä Alarm message list. Hälytykset tuodaan hälytyslistalle, joko määrittelemällä muuttujan asetuksissa raja-ar- vot ja raportointi hälytyslistalle tai luomalla reaktiomatriisi. Myös hälytyslistan avaa- miseksi täytyy luoda funktio ja painike navigointipaneeliin. Projektipuun hälytysvalikosta voidaan luoda erilaisia hälytysluokkia ja -ryhmiä. Valmis hälytyslista pitää sisällään erilai- sia suodatusvalintoja, joita voidaan muokata service enginessä hälytyslistan yläreunan suodatuspainikkeen Filter kautta. 58 5 Testaus ja tulokset Järjestelmän toiminnan testaus suoritetaan perinteisten signaalitestausten tapaisesti eli varmistetaan IED-laitteilta lähtevien signaalien saapuminen HMI:lle. Suurimpana erona perinteisiin testausmenetelmiin on se, että IED-laitteet simuloidaan Omicron-laitteistolla. 5.1 IEDScout-ohjelmiston valmistelu ja käyttö Kuvassa 32 nähdään ohjelmiston käynnistyksen myötä avautuva näyttö. Aloitettaessa ohjelmiston käyttö tulee MBX1 laitteeseen muodostaa yhteys kytkemällä tietokoneesta kaapeli laitteen takana olevaan porttiin CTRL1 tai CTRL2. Tämän jälkeen listalle ilmestyy näkyviin laite, jota klikkaamalla voidaan aloittaa ohjelmiston käyttö. Kuva 32. IEDScoutin laitteenvalinta Yhteyden muodostamisen jälkeen avautuu ohjelman varsinainen aloitusnäyttö, joka näh- dään kuvassa 33. Ensimmäisenä määritellään laitteen etuportin IP-osoite ja maski Confi- guration-painikkeen kautta. Simuloitavalla sähköasemalla on määritelty osoite 59 testilaitteelle, joten käytetään sitä. Etuportin kautta muodostetaan yhteys tietokoneella toimivalle HMI:lle ja seuraavaksi tulee asetella tietokoneen kyseisen portin IP-osoite ja maski. Tietokoneen portin osoitteena käytetään aseman osoitelistasta löytyvää HMI:n virtuaalikoneen osoitetta. Kuva 33. IEDScout aloitusnäyttö. Osoitteiden määrittelyn jälkeen voidaan tuoda IED-laitteen CID-tiedosto painikkeesta Si- mulate IED. Tuodaan AE31 kenttäohjausyksikön A1 CID-tiedosto, joka pitää sisällään kai- ken tarpeellisen tiedon IED-laitteesta. Tiedoston tuonnin jälkeen ohjelmassa avautuu si- mulointi-ikkuna, joka nähdään kuvassa 34. Simulointi voidaan käynnistää yläpaneelin painikkeesta Start. Vasemman reunan paneelista päästään käsiksi data-attribuutteihin, joita voidaan raahata näytölle helpottaakseen niiden tilan havainnointia ja arvon muut- tamista. Muuttujan arvon muuttaminen tapahtuu valitsemalla haluttu muuttuja ja klik- kaamalla yläpaneelin painikkeesta Set values. Näytön oikeaan alakulmaan avautuneesta ikkunasta päästään valitsemaan ja asettamaan haluttu muuttujan arvo. Samanaikaisesti voidaan simuloida myös useampia laitteita ja niiden tuominen ohjelmaan onnistuu esi- merkiksi raahaamalla CID-tiedostot simulointinäytölle. 60 Kuva 34. IED-laitteen simulointi IEDScoutilla. 5.2 Testaus 5.2.1 SLD:n testaus Luotu SLD sisältää kuusi kenttää, joista testivaiheessa keskitytään kentän AE31 testaami- seen. Kuvassa 35 nähdään aikaan saatu SLD-näyttö. Kentät koostuvat kahdesta pääkis- kosta ja yhdestä apukiskosta, sekä katkaisijasta ja seitsemästä erottimesta, joista kolme on maadoituserottimia. Kullakin kytkinlaitteella on neljä tilatietoa, joiden välittyminen kenttäohjausyksiköltä HMI:lle testataan kentän AE31 osalta. Kuvassa olevat symbolit il- maisevat erottimien kaikki neljä mahdollista tilaa, jotka ovat väli, auki, kiinni ja vika. Kon- figuroinnin mukaisesti musta ilmaisee tilan kiinni ja valkoinen tilan auki. Rasti puolestaan ilmaisee virhetilan ja puoliksi musta symboli välitilan. Näiden lisäksi testataan, että kaikki mittaustiedot päivittyvät ikkunan alaosaan. 61 Kuva 35. SLD:n testaus. 5.2.2 Tapahtumalistan testaus Tapahtumalistan testauksessa varmistetaan, että kytkinlaitteiden tilatiedot päivittyvät myös tapahtumalistalle. Testaus toteutetaan muuttamalla tilatietomuuttujien arvoja IEDScoutissa. Kuvasta 36 voidaan havaita, että kunkin kytkinlaitteen osalta kaikki neljä tilatiedon muutosta tulevat listalle. Lisäksi listalta nähdään tapahtuman aika sekä signaali. Testataan myös listan suodatuksen toiminta ajan ja tapahtuman nimen perusteella. 62 Kuva 36. Tapahtumalistan testaus. 5.2.3 Hälytyslistan testaus Hälytyslistan osalta testataan kahden hälytyksen saapuminen hälytyslistalle. Hälytysten testaus puolestaan tapahtuu muuttamalla hälytysmuuttujien arvoa IEDScoutissa. Ku- vasta 37 nähdään, että listalle tulevat hälytykset SF6 vuoto ja SF6 paine. Myös hälytyksen poistumisesta tulee ilmoitus listalle. Hälytyksen lisäksi listalta nähdään aika sekä signaali. Näytön alapaneelin oikeasta reunasta voidaan havaita aktiiviset hälytykset, vaikka häly- tyslista ei olisikaan auki. 63 Kuva 37. Hälytyslistan testaus. 5.3 Tulokset Konfigurointiprosessin tuloksena saatiin hyvä käsitys Zenonin käytöstä ja keskeisimmistä ominaisuuksista. Tämän työn seurauksena on huomattavasti paremmat valmiudet lähteä toteuttamaan uusia projekteja. Lisäksi testivaiheessa selvisi, kuinka testauksessa voidaan hyödyntää laitteiden simulointia Omicron IEDScoutilla sekä MBX1-laitteella. Järjestelmän toiminta saatiin testattua onnistuneesti. Ensimmäisenä testattu SLD näytti kaikkien kytkinlaitteiden tilatiedot oikein. Myös jännitteen, virran, taajuuden sekä pätö- ja loistehon mittausarvot päivittyivät näytölle oikein. Toisessa kohdassa testattu tapah- tumalista toimi tavoitteiden mukaisesti näyttäessään tapahtumat kytkinlaitteiden tilatie- tojen muutoksista. Myös listan suodattaminen ajan ja tapahtuman perusteella toimi hy- vin. Viimeisenä testattu hälytyslista toimi odotusten mukaisesti. Katkaisijan kaasun pai- neesta sekä vuodosta saatiin hälytykset listalle ja myös tilan palautuessa normaaliksi saa- tiin ilmoitus. Myös näytön alapaneelin hälytysten indikointi toimi, mikä mahdollistaa 64 aktiivisten hälytysten havaitsemisen, vaikka hälytyslista ei olisikaan auki. Lisäksi listan suodattaminen ajan ja hälytyksen perusteella toimi myös hälytyslistalla. Ohjaustoimin- noissa ilmeni vielä kehitystarpeita, sillä niitä ei saatu täysin toimimaan diplomityön aika- taulun puitteissa. Vaikka HMI:ltä annettu ohjaussignaali saapui kenttäohjausyksikölle asti, varsinainen ohjaustoiminto ei toteutunut. Kenttäohjausyksikön lukitukset pyrittiin pois- tamaan ennen testejä, jotta ne eivät estäisi ohjauksia. Ensimmäisinä jatkotoimenpiteinä voisi tutkia tuleeko ohjauskäskyt antaa kahdella bitillä sekä kuinka ohjaussignaalin muut- tujan voi muuttaa kaksibittiseksi Zenonissa. Lisäksi voisi tutkia vielä kenttäohjausyksikön logiikan ehtoja ohjauksille sekä liittyykö ongelma select before operate -toimintoon. Jär- jestelmän testauksen perusteella voidaan todeta, että Omicron IEDScout ja MBX1 yh- dessä ovat toimiva ratkaisu tilanteisiin, joissa kaikkia IED-laitteita ei ole saatavilla käyt- töön testivaiheessa. 65 6 Yhteenveto Työn päällimmäisenä tavoitteena oli perehtyä sähköaseman käytönvalvontajärjestelmän käyttöliittymän rakentamiseen Copa-Datan kehittämällä Zenon-ohjelmistolla ja kehittää yleistä tietämystä sähköasema-automaatiosta. Yhtenä työn tavoitteena oli mahdollistaa tulevien koestajien helpompi työn aloitus, perehtymällä aiheeseen tämän työn avulla. Teoriaosuuden aiheet valikoituivat osittain sen perusteella, minkä olen itse kokenut olen- naiseksi tiedoksi ensimmäisen vuoden aikana koestustehtävissä. Alun teoriaosuudessa perehdyttiin käytönvalvontajärjestelmään sekä sen roolia kasvattaneisiin muutoksiin sähköverkossa. Muun muassa uusiutuvan ja hajautetun sähköntuotannon seurauksena sähköjärjestelmä on monimutkaistunut, minkä seurauksena vaaditaan entistä enemmän reaaliaikaista valvontaa ja nopeaa reagointia häiriöiden välttämiseksi. Yhdessä asema- automaation kanssa käytönvalvontajärjestelmä mahdollistaa valvonta- ja ohjaustoimin- tojen keskittämisen, mikä lisää verkon käyttövarmuutta. Muutosajureina ovat toimineet myös automaatiolaitteiden pienentyneet kustannukset, ethernet-pohjaisen tiedonsiir- ron yleistyminen sekä tiedonsiirtoprotokollien standardointi. Ensimmäisen tutkimuskysymyksen tavoitteena oli selvittää mistä asema-automaatio koostuu. Aihetta käsitellessä todettiin, että asema-automaatio voidaan jakaa asema-, kenttä- ja prosessitasoon. Tiedonsiirrossa keskeisessä roolissa ovat asemalla tiedonkeruu ja ohjausyksikkönä toimiva ala-asema sekä asemaväylä, joka mahdollistaa tiedonsiirron kenttätason IED-laitteiden sekä ala-aseman välillä. Valvonnassa ja ohjauksessa keskei- sessä roolissa on HMI, joka toimii rajapintana käytönvalvontajärjestelmän ja ihmisen vä- lillä. Erilaisilla verkkotopologioilla ja -protokollilla voidaan vaikuttaa tiedonsiirron toimin- tavarmuuteen. Yleisimpiä käytönvalvontajärjestelmässä hyödynnettäviä tiedonsiir- tostandardeja ovat IEC 61850 sekä IEC 60870 versiot 101, 103 ja 104. IEC 61850 mahdol- listaa aseman vertikaalisen tiedonsiirron MMS-viesteillä, horisontaalisen tiedonsiirron GOOSE-viesteillä sekä prosessiväylän liikenteen sampled values -viestien avulla. Motii- vina IEC 61850 luomiseen on ollut mahdollistaa kommunikointi eri valmistajien laitteiden välillä. Se määrittelee myös SCL-konfigurointikielen sekä useita eri tiedostotyyppejä. Asema-automaatiossa keskeisessä roolissa on myös aikasynkronointi. Aikasynkronointia 66 varten on kehitetty protokollat SNTP, NTP sekä PTP, jonka aikatarkkuus riittää myös pro- sessiväylän tarpeisiin. Toinen tutkimuskysymys oli, miten Copa-Datan kehittämän Zenon-ohjelmiston avulla voidaan konfiguroida käytönvalvontajärjestelmän HMI. Tarkemmin ottaen haluttiin sel- vittää mitkä ovat konfiguroinnin keskeisimmät komponentit ja työvaiheet sekä mitä läh- tötietojatietoja sähköasemasta tarvitaan konfigurointiin. Suurin osa konfiguroinnissa tar- vittavista lähtötiedoista saadaan hankkimalla IED-laitteiden CID-tiedostot tai aseman SCD-tiedosto, minkä lisäksi voi olla tarpeen aseman yksiviivakavio ja IP-osoitelista. Zenon sisältää valtavasti erilaisia ominaisuuksia, minkä takia konfiguroinnissa keskityttiin ensi- sijaisesti järjestelmän toiminnallisuuteen ja visuaaliset toiminnot jätettiin vähemmälle huomiolle. Konfigurointi aloitettiin työtilan ja projektin luomisella, jonka jälkeen alettiin luomaan kehyksiä ja näyttöjä, jotka mahdollistavat käyttöliittymän rakentamisen. Seu- raavaksi luotiin IEC 61850 ajuri, joka mahdollistaa kommunikoinnin IED-laitteiden kanssa. Ajurin luonnin jälkeen tuotiin IED-laitteiden CID-tiedostoista ACSI datamallin mukaisia muuttujia, joiden avulla voidaan raportoida muun muassa kytkinlaitteiden tiloja ja mit- tauksia. Symboleiden ja yhdistettyjen elementtien luonti oli keskeinen osa konfigurointia, sillä niiden avulla rakennetaan SLD, jonka tavoitteena on havainnollistaa järjestelmän ti- laa. Yhdistetyt elementit mahdollistavat muuttujan arvon mukaan vaihtuvan symbolin, mikä on ideaalinen kytkinlaitteiden tilojen esittämiseen. Yhdistämällä symboleihin funk- tioita, saadaan luotua painikkeita, joita hyödynnettiin näyttöjen avaamiseen ja muuhun navigointiin järjestelmässä. Kytkinlaitteiden ohjaustoiminnot voidaan konfiguroida com- mand processing -osiossa. Sekä tapahtuma-, että hälytyslistan luonti tapahtuu kohtuul- lisen suoraviivaisesti hyödyntämällä valmiita näyttöjä, jonka jälkeen eri tapahtumat ja hälytykset tulee linkittää näille listoille. Raportoinnissa voidaan hyödyntää reaktiomat- riiseja, joiden avulla voidaan määrittää muuttujan arvosta riippuva tulostettava teksti. Lopuksi vielä reaktiomatriisin asetuksissa määritetään, kummalle listalle muuttujan ar- vonmuutos halutaan raportoida. 67 Viimeisenä tutkimuskysymyksenä oli selvittää kuinka Omicron IEDScout-ohjelmistoa voi- daan hyödyntää järjestelmän testaamisessa. IEDScout-ohjelmisto mahdollistaa yhdessä Omicron MBX1-laitteen kanssa IED-laitteiden simuloimisen ja sitä kautta automaation testaamisen ilman IED-laitteita. Testauksen valmistelussa tärkeimpiä vaiheita ovat kaa- peleiden yhdistäminen tietokoneen ja MBX1 välille, IP-osoitteiden ja maskien määrittä- minen MBX1 etuportille sekä tietokoneen portille. Näiden jälkeen voidaan tuoda CID- tiedostot IEDScout-ohjelmaan ja käynnistää simulointi. Tämän diplomityön myötä saatiin hyvä yleiskäsitys asema-automaation rakenteesta, lait- teista, topologioista ja standardeista sekä protokollista. Työn avulla tulevat koestajat voi- vat perehtyä asema-automaatioon, mikä laajentaa osaamista ja helpottaa työskentelyn aloittamista. Työssä päästiin perehtymään myös IEDScout-testausohjelmistoon, jonka todettiin olevan toimiva ratkaisu vastaavanlaisiin tilanteisiin, joissa kaikkia IED-laitteita ei ole saatavilla. Lisäksi työssä saatiin käytännön kokemusta käytönvalvontajärjestelmän käyttöliittymän konfiguroinnista Copa-Datan kehittämällä Zenon-ohjelmistolla, mikä an- taa hyvän pohjan lähteä kehittämään osaamista oikeiden asiakasprojektien parissa. 68 Lähteet ABB. (2015). IEC 60870-5-101/104 communication protocol manual. Noudettu 2.1.2025 osoitteesta: https://library.e.abb.com/pub- lic/a1a7b958919e415b86bcc54332ae3652/REC615_IEC101- 104prot_757805_ENb.pdf?x-sign=+s3Ij4klvX2DQogwk- bAMBVEYrnrg8ta8A9oxmK5ymyZbYOCque+78qjgvBFJZxfN ABB. (2018). REC615 and RER615 IEC 61850 engineering guide. Noudettu 30.3.2025 osoitteesta: https://techdoc.relays.protection-control.abb/r/REC615-and- RER615-IEC-61850-Engineering-Guide/2.0/en-US/Defining-IEDs-and-starting- IEC-61850-Configuration-tool Adewole, Tzoneva. (2014). Impact of IEC 61850-9-2 standard based process bus on the operating performance. IFAC Proceedings Volumes, 47, 2245-2252. https://doi.org/10.3182/20140824-6-ZA-1003.00598 Cisco. (2017). STP. Noudettu 12.2.2025 osoitteesta: https://www.ciscopress.com/arti- cles/article.asp?p=2832407&seqNum=5 Cisco. (2024). Redundancy protocol configuration guide. Noudettu 12.2.2025 osoitteesta: https://www.cisco.com/c/en/us/td/docs/switches/lan/cisco_ie3X00/soft- ware/17_4/b_redundancy_17-4_iot_switch_cg/m_hsr_iosxe_iotswitch.html Clarke, G. R., Reynders, D., & Wright, E. (2004). Practical modern SCADA protocols: DNP3, 60870.5 and related systems. Newnes. Elovaara, J., Haarla, L., & Otatieto. (2011). Sähköverkot: II, Verkon suunnittelu, järjestel- mät ja laitteet. Otatieto Helsinki University Press. Falk, H. (2018). IEC 61850 Demystified. Artech. Heavy.AI. (n.d). Noudettu 12.2.2025 osoitteesta: https://www.heavy.ai/technical-glos- sary/network-topology Huawei. (2024). Fundamentals of CFI. Noudettu 30.3.2025 osoitteesta: https://sup- port.huawei.com/enterprise/en/doc/EDOC1100306156/2c90d6d5/fundamen- tals-of-cfi-used-as-the-internal-drop-priority Huotari. (2022). Suojausjärjestelmä ja koestaminen IEC-61850 digitaalisella sähköase- malla. https://urn.fi/URN:NBN:fi:amk-2022110421985 https://techdoc.relays.protection-control.abb/r/REC615-and-RER615-IEC-61850-Engineering-Guide/2.0/en-US/Defining-IEDs-and-starting-IEC-61850-Configuration-tool https://techdoc.relays.protection-control.abb/r/REC615-and-RER615-IEC-61850-Engineering-Guide/2.0/en-US/Defining-IEDs-and-starting-IEC-61850-Configuration-tool https://techdoc.relays.protection-control.abb/r/REC615-and-RER615-IEC-61850-Engineering-Guide/2.0/en-US/Defining-IEDs-and-starting-IEC-61850-Configuration-tool 69 Hussain, Yaohao, Roomi, Mahima & Chang. (2023). An open-source framework for pub- lishing/subscribing IEC 61850 R-Goose and R-SV. SoftwareX, 23, 101415. https://doi.org/10.1016/j.softx.2023.101415 Kostic & Frei. (2007). Modelling and using IEC 61850-7-2 (ACSI) as an API. 2007 IEEE Lau- sanne Power Tech, 713-719. https://doi.org/10.1109/PCT.2007.4538403 Kuusisto. (2023). Energiamurros mullistaa sähköverkon – Miten taataan joustavuus ja huoltovarmuus. Noudettu 6.11.2024 osoitteesta: https://www.rejlers.com/fi/ajankohtaista/projektit-ja-nakemykset/energiamur- ros-mullistaa-sahkoverkon/ Lakervi, E., Partanen, J., & Otatieto. (2008). Sähkönjakelutekniikka. Otatieto Helsinki Uni- versity Press Liang & Campbell. (2008). Understanding and simulating the IEC 61850 standard. Nou- dettu 30.3.2025 osoitteesta: http://hdl.handle.net/2142/11457 Lopes, Muchaluat-Saade, Fernandes & Fortes. (2015). Geese: A traffic generator for per- formance and security of IEC 61850 networks. 2015 IEEE 24th International Sym- posium on Industrial Electronics (ISIE), 687-692. https://doi.org/10.1109/ISIE.2015.7281552 Mackiewicz. (2006). Overview of IEC 61850 and benefits. 2006 IEEE Power Engineering Society General Meeting. https://doi.org/10.1109/PES.2006.1709546 Mekkanen. (2015). On reliability and performance analyses of IEC 61850 for digital SAS. [Väitöskirja, Vaasan yliopisto]. Osuva. https://urn.fi/URN:ISBN:978-952-476-645- 6 Mingxu, Bingjun & Bo. (2023). Design and implementation of industrial real-time ether- net redundant network based on parallel redundancy protocol. 2023 3rd Inter- national Conference on Computer Science, Electronic Information Engineering and Intelligent Control Technology (CEI), 92-98. https://doi.org/10.1109/CEI60616.2023.10527882 Modbus.org. (2006). Modbus over serial line – Specification and implementation guide. Noudettu 1.1.2025 osoitteesta: https://www.modbus.org/docs/Mod- bus_over_serial_line_V1_02.pdf 70 Moore, Midence & Goraj. (2010). Practical experience with IEEE 1588 high precision time cynchronization in electrical substation based on IEC 61850 process bus. IEEE PES General Meeting, 1-4. https://doi.org/10.1109/PES.2010.5589311 Neagoe, Cristea & Banica. (2006). NTP versus PTP in Computer Networks Clock Synchro- nization. 2006 IEEE International Symposium on Industrial Electronics, 317-362. https://doi.org/10.1109/ISIE.2006.295613 Networklessons.com. (n.d). Introduction to precision time protocol. Noudettu 6.4.2025 osoitteesta: https://networklessons.com/ip-services/introduction-to-precision- time-protocol-ptp Nguyen, Semog & Jong. (2016). A novel ring-based dual paths approach for reducing re- dundant traffic in HSR networks. Computer networks, 110, 338-350. https://doi.org/10.1016/j.comnet.2016.10.009 Omexom. (2025). Tietoa meistä. Noudettu 13.5.2025 osoitteesta: https://www.omexom.fi/yhtiomme/ Omicron. (2021). Functional testing of IEC61850 based substation automation systems. Noudettu 29.4.2025 osoitteesta: https://www.omicronenergy.com/en/news/de- tails/functional-testing-of-iec-61850-based-substation-automation-systems/ Ozansoy, Zayegh & Kalam. (2008). Time synchronisation in a IEC 61850 based substation automation system. 2008 Australasian Universities Power Engineering Confer- ence, 1-7. Noudettu 6.4.2025 osoitteesta: https://ieeexplore.ieee.org/docu- ment/4812969 Ozansoy, Zayegh & Kalam. (2009). Object modeling of data and datasets in the interna- tional standard IEC 61850. IEEE Transactions on power Delivery, 24, 1140-1147. https://doi.org/10.1109/TPWRD.2008.2005658 Peng, Liang, Luo, Pan & Li. (2016). Analyses and comparisons of SCL files in substation configurator. 2016 3rd International Conference on Systems and Informatics (ICSAI), 297-300. https://doi.org/10.1109/ICSAI.2016.7810971 https://www.omexom.fi/yhtiomme/ 71 Siemens. (2020). Siprotec Merging Unit 6MU85 manual. Noudettu 5.4.2025 osoitteesta: https://cache.industry.siemens.com/dl/fi- les/599/109773599/att_1010614/v1/SIP5_6MU85_V08.01_Manual_C074- 1_en.pdf Tebekaemi. (2016). Designing an IEC 61850 based power distribution substation simula- tion/emulation testbed for cyber-physical security studies. Noudettu 16.3.2025 osoitteesta: https://www.researchgate.net/figure/Structural-Composition-of- an-IEC-61850-based-IED_fig2_316167202 Thiriet. (2021). Real-time performance and security of IEC 61850 process bus communi- cations. Noudettu 12.2.2025 osoitteesta: https://www.researchgate.net/fi- gure/Dual-LAN-PRP-network-including-DANP-and-SAN-connected-directly-or- via-RedBox_fig5_350749212 Thomas, M. S., & McDonald, J. D. (2015). Power system SCADA and smart grids. CRC Press. Ussoli & Prytz. (2013). SNTP time synchronization accuracy measurements. 2013 IEEE 18th Conference on Emerging Technologies & Factory Automation (ETFA), 1-4. https://doi.org/10.1109/ETFA.2013.6648120 Wang & Fei. (2010). Reseach of time synchronization in digital substation based on IEEE 1588. The 2nd International Conference on information Science and Engineering, 2320-2325). https://doi.org/10.1109/ICISE.2010.5691671 Wojdak. (2003). Rapid spanning tree protocol: A new solution from an old technology. Noudettu 27.2.2025 osoitteesta: http://pdf.cloud.opensystemsmedia.com/xtca- systems.com/PerfTech.Mar03.pdf 1 Johdanto 1.1 Työn tausta 1.2 Työn tavoite ja tutkimuskysymykset 1.3 Kohdeyritys 2 Sähköasema-automaatio 2.1 Käytönvalvontajärjestelmä (SCADA) 2.1.1 Toiminta ja rakenne 2.1.2 SCADAN roolia kasvattaneet muutokset sähköverkossa 2.2 Asema-automaation tasot ja komponentit 2.2.1 Primäärilaitteet 2.2.2 Intelligent electronic device (IED) 2.2.3 Ala-asema (RTU) 2.2.4 Käyttöliittymä (HMI) 3 Tiedonsiirto sähköverkossa 3.1 Siirrettävä informaatio 3.2 Verkkotopologiat ja -protokollat 3.2.1 Rapid spanning tree protocol (RSTP) 3.2.2 High seamless redundancy (HSR) 3.2.3 Parallel redundancy protocol (PRP) 3.3 Perinteiset sähköaseman tiedonsiirtoprotokollat 3.3.1 Modbus RTU ja Modbus TCP 3.3.2 IEC 60870-5-101 / 103 / 104 3.4 IEC 61850 3.4.1 Abstract communication service interface (ACSI) 3.4.2 Manufacturing message specification (MMS) 3.4.3 Generic object oriented substation event (GOOSE) 3.4.4 Prosessiväylä ja sampled values 3.4.5 Konfigurointikieli ja tiedostotyypit 3.5 Aikatahdistus 3.5.1 Precision time protocol (PTP) 3.5.2 Network time protocol (NTP) 3.5.3 Simple network time protocol (SNTP) 4 Konfigurointi ja testaus 4.1 Työkalut ja työn tavoitteet 4.2 Konfigurointiprosessi 4.2.1 Projektin luominen 4.2.2 Näyttöjen rakenteet 4.2.3 Ajurit 4.2.4 Muuttujat 4.2.5 Funktiot 4.2.6 Visualisointi symboleilla ja yhdistetyillä elementeillä 4.2.7 SLD:n luominen 4.2.8 Reaktiomatriisi 4.2.9 Komennot 4.2.10 Tapahtumalista 4.2.11 Hälytyslista 5 Testaus ja tulokset 5.1 IEDScout-ohjelmiston valmistelu ja käyttö 5.2 Testaus 5.2.1 SLD:n testaus 5.2.2 Tapahtumalistan testaus 5.2.3 Hälytyslistan testaus 5.3 Tulokset 6 Yhteenveto Lähteet