Case study: Aktualizacja systemu SCADA i urządzeń końcowych RTU

Jedna z czterech podstacji energetycznych w Clarksville, sterowana przez miejską nową sieć światłowodową przy wykorzystaniu zdalnej jednostki RTU, należącej do komputerowego systemu sterowania i akwizycji danych (SCADA). (Źródło: Brown Engineers LLC)

W miasteczku Clarksville w stanie Arkansas (USA) podjęto decyzję o modernizacji obsługi sieci energetycznej i wdrożeniu systemu SCADA oraz interfejsów HMI z wykorzystaniem możliwości komunikacji sieciowej, dzięki modułom wbudowanym w przekaźniki zabezpieczające obwody elektryczne przed warunkami pracy odbiegającymi od normalnych. W tym celu musiał być również zintegrowany sprzęt do pomiaru zużycia energii elektrycznej i jej parametrów. Ponieważ integracja elektrotechniki i energetyki była realizowana etapami przez wiele lat, wymagane do implementacji rozwiązanie musiało być także łatwe w rozbudowie.

Firma Clarksville Light & Water Co. (CLW) to należący do miasta zakład energetyczny oraz obsługi i utrzymania wodociągów i kanalizacji, działający w Clarksville od 1913 r. Firma ta zapewnia odbiorcom detalicznym dostawy energii elektrycznej i wody oraz odbiór i uzdatnianie ścieków, a także dostawy wody dla odbiorców hurtowych w ośmiu innych miastach i okręgach wodnych w regionie.

Jako małe miasteczko z wielką wizją Clarksville wdraża obecnie plan redukcji kosztów w wysokości 2 mln dolarów dzięki wprowadzeniu ulepszeń w usługach swojego zakładu dostarczającego media. Usługi te mają być niezawodne, przewidywalne i spójne, co według oczekiwań także przyciągnie nowych inwestorów oraz przyczyni się do tworzenia nowych miejsc pracy. Przyjęty plan obejmuje rozbudowę miejskiej sieci informatycznej o prawie 27 km kabli światłowodowych 288 J o pętlach redundantnych, jako część długoterminowej wizji posiadania własnej i obsługiwanej przez siebie sieci światłowodowej.

Dyrektor generalny firmy CLW, John Lester dostrzegł w tym także okazję do wdrożenia systemu monitoringu i sterowania czterech miejskich podstacji energetycznych oraz oczyszczalni ścieków i wodociągów, a także, na koniec, systemów sterowania odbiorem i oczyszczaniem ścieków, co obejmuje komputerowy system sterowania procesami technologicznymi i akwizycji danych (SCADA) oraz wdrożenia interfejsów operatorskich człowiek-maszyna (HMI).

Firma Clarksville Light & Water Co. wdrożyła nowy, cyberbezpieczny system sterowania, który monitoruje i kontroluje dostawę energii elektrycznej i wody oraz odbiór ścieków. (Źródło: Brown Engineers LLC)

Problem z technologią bezprzewodową

Przez krótki okres firma CLW wykorzystywała bezprzewodową komunikację radiową. Jednak wkrótce stało się jasne, że nie może być ona tak niezawodna i cyberbezpieczna, jak wymaga tego kluczowa infrastruktura. Ten problem z komunikacją został rozwiązany dzięki niezawodnej, opłacalnej i cyberbezpiecznej sieci światłowodowej. Pozostało znaleźć najbardziej ekonomiczne rozwiązanie obsługi systemu SCADA za pomocą tej sieci. Konieczne było także zabezpiecze-nie obwodów elektrycznych przed warunkami pracy odbiegającymi od normalnych. Co prawda były już zainstalowane przekaźniki zabezpieczające, mające możliwość komunikacji przez port szeregowy, jednak rozwiązanie to nie było wykorzystywane. Ponadto z systemem musiał być zintegrowany sprzęt do pomiaru energii elektrycznej. A ponieważ integracja elektrotechniki i energetyki była rozłożona na etapy w ciągu wielu lat, wymagane rozwiązanie musiało być także łatwe w rozbudowie.

– Musieliśmy natychmiast wdrożyć system SCADA i interfejsy HMI do sterowania wodociągami i ten krótki termin zadecydował o wykorzystaniu połączeń radiowych – powiedział John Lester. – Jednak stało się oczywiste, że technologia bezprzewodowa nie może zapewnić takiej niezawodności i poziomu cyberbezpieczeństwa, jakie były wymagane przez naszą kluczową infrastrukturę. System komunikacyjny oparty na światłowodach okazał się najbardziej niezawodną, opłacalną i cyberbezpieczną siecią, jaką mogliśmy zainstalować. Ponadto oferował potencjał dla innych usług generujących dochody, zarówno wewnętrznie, jak i zewnętrznie.

Nowa platforma sterowania może być wdrożona jako sterowniki PLC, system DCS, system SCADA lub urządzenia końcowe RTU, co pozwoliło zakładowi z Clarksville uprościć środowisko automatyki i dokonać jego standaryzacji we wszystkich działach firmy. (Źródło: Brown Engineers LLC)

Rozwiązanie: jedna platforma sterowania dla wody i energii elektrycznej

Miasto Clarksville wybrało system sterowania, który stanowi pojedynczą, cyberbezpieczną platformę dla urządzeń końcowych RTU systemu SCADA, sterującego dostawami energii elektrycznej i wody oraz kanalizacją i oczyszczaniem ścieków. Nowa platforma sterowania sprzężona jest z platformą programistyczną, dzięki czemu stanowi zintegrowane, cyberbezpieczne i otwarte rozwiązanie w obszarze zaawansowanych systemów sterowania, które umożliwia zakładowi CLW proaktywne zarządzanie zasobami kluczowej infrastruktury, zarówno na miejscu, jak i zdalnie. – Sieć światłowodowa dała nam możliwość włączenia nowej funkcji do naszych operacji zdalnych. Ponadto, gdy dowiedzieliśmy się, że wybór nowego systemu sterowania, takiego jak oparty na naszych urządzeniach RTU, będzie oznaczał, iż mamy też zapewnione cyberbezpieczeństwo zgodne z normami wojskowymi, dostrzegliśmy także bardzo opłacalny sposób na zmniejszenie cyberzagrożeń – stwierdził John Lester.

Nowa platforma sterowania może być wdrożona jako sterowniki PLC, system DCS, system SCADA lub urządzenia końcowe RTU, co pozwoliło firmie CLW uprościć środowisko automatyki i dokonać jego standaryzacji we wszystkich działach. Rozbudowa nowego wdrożenia SCADA o sterowanie siecią energetyczną stanowi prosty i efektywny sposób dodania funkcji zdalnego sterowania i monitoringu odległych zasobów. W każdej z podstacji energetycznych CLW nowy sterownik kieruje przepływem danych i zabezpiecza je na całej długości pierścienia światłowodowego, obsługującego całe miasto. Jego konstrukcja pozwala na bezpośrednie podłączenie wszystkich pięciu nowych sterowników do kabla światłowodowego, bez potrzeby stosowania dodatkowych złączy.

Użytkownik komputerowego systemu sterowania i akwizycji danych (SCADA) przed szafą sterowniczą zdalnej jednostki RTU. Sterownik ten jest podłączony do istniejącej jednostki RTU przy użyciu protokołu DNP3. (Źródło: Brown Engineers LLC)

Dostawca systemu sterowania chciał, by każda podstacja RTU miała wystarczającą moc do agregacji wszystkich danych z mierników energii oraz przekaźników zabezpieczających w celu sekwencjonowania rejestracji zdarzeń. Rozważał także przyszłe potrzeby rozwoju technik zarządzania energią, które pozwalają na sterowanie zapotrzebowaniem na energię i selektywnym wyłączaniem obciążenia. Nowe sterowniki dostarczają te funkcje w łatwym do zarządzania, zintegrowanym środowisku programistycznym (Integrated Development Environment – IDE) oraz wbudowane cyberzabezpieczenia na poziomie sprzętowym.

Przekaźniki zabezpieczające monitorują parametry elektryczne linii zasilających w celu wykrycia warunków pracy sieci energetycznej odbiegających od normalnych, które mogą prowadzić do uszkodzeń urządzeń i sprzętu. W firmie CLW wykorzystywane już wcześniej przekaźniki zabezpieczające mogły się komunikować przez porty szeregowe, jednak funkcja ta nie była wdrożona. Dostawca systemu sterowania opracował aplikację, która rozszerzyła biblioteki komunikacyjne dostarczone przez producenta systemu w celu umożliwienia komunikacji ze wspomnianymi, istniejącymi już przekaźnikami. Producent opracował model przekaźników zabezpieczających, zaś dostawca oprogramowania wykorzystywanego w CLW również przygotował odpowiadający mu model. Następnie oba modele przekaźników zostały powiązane ze sobą poprzez skonfigurowanie kilku parametrów komunikacyjnych. Dane z przekaźników zostały udostępnione dla oprogramowania, które je wyświetla, przechowuje i wykorzystuje do tworzenia komunikatów alarmowych.

Ta sama metoda była wykorzystana do zintegrowania urządzeń do pomiaru energii elektrycznej. Elementy konstrukcyjne, wspólne dla przekaźników zabezpieczających i mierników energii, zostały równomiernie wdrożone w obu modelach. Jeśli modele przekaźników zabezpieczających i mierników energii byłyby bardziej podobne do siebie, to stworzono by jeden osobny model o wspólnych elementach konstrukcyjnych, a następnie zostałby on rozbudowany tak, aby spełniał specyficzne wymagania dla przekaźników i mierników.

Zrzut ekranu z interfejsu HMI, wykorzystywanego przez firmę CLW. Schematy jednokreskowe każdej podstacji zostały opracowane za pomocą pokazywanych w okienkach pop–up szczegółów dotyczących zainstalowanych w stacji (tutaj: Podstacji Wschód) mierników energii i przekaźników zabezpieczających linie zasilające. (Źródło: Brown Engineers LLC)
Raport typu dashboard, pokazujący status wszystkich sterowanych obiektów elektroenergetycznych. System informuje o warunkach pogodowych oraz skorelowanym zapotrzebowaniu systemu na energię. Maksymalne zapotrzebowanie w każdym miesiącu jest pokazywane na wykresie słupkowym. (Źródło: Brown Engineers LLC)

Korzyści z nowego rozwiązania

Elastyczność i siła tego rozwiązania będą przynosić zyski w przyszłości. W najbliższym czasie firma CLW planuje wprowadzić lokalne generatory awaryjne, uruchamiane w okresach szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną przez rozbudowę nowej platformy systemu sterowania o kluczowe węzły, takie jak generatory awaryjne zainstalowane w szpitalach lub innych głównych obiektach w mieście. To wszystko jest częścią planów władz Clarksville dotyczących zbudowania inteligentnej sieci energetycznej, co pozwoli na lepsze zarządzanie zapotrzebowaniem na energię i zmniejszenie strat energii.

Obecnie dzięki zainstalowanemu i uruchomionemu nowemu systemowi sterowania CLW kontroluje funkcjonalność sieci energetycznej poprzez zdalny dostęp do urządzeń RTU oraz nieprzerwany (24 godz. na dobę przez 7 dni w tygodniu) zautomatyzowany i dostępny na żądanie zdalny monitoring kluczowych zasobów. Ten rodzaj łączności umożliwia zakładowi zoptymalizowanie prac konserwacyjnych i napraw sprzętu za pośrednictwem prostych wiadomości e-mail oraz komunikatów tekstowych, formułowanych w oparciu o dane pozyskiwane w czasie rzeczywistym. – System ten zmniejszył nadgodziny, co oznacza bezpośrednie oszczędności – powiedział John Lester. – Problemy mogą być zidentyfikowane, a czasami nawet rozwiązane bez konieczności fizycznej obecności pracowników w zakładzie lub w obiektach w terenie. To przekłada się na redukcję kosztów, zwiększoną niezawodność systemu i większą satysfakcję klienta.

Poza ograniczeniem kosztów nowy system poprawia wydajność pracy personelu i zwiększa bezpieczeństwo publiczne. – Kiedyś, gdy byłem poza biurem, na moim tablecie wyświetliły się dwa komunikaty alarmowe o zbyt niskim poziomie wody w zbiornikach. To pozwoliło zaoszczędzić ponad godzinę z czasu koniecznego do usunięcia awarii wodociągu – pomogło nam zapobiec zbyt niskiemu ciśnieniu w niektórych obszarach albo opróżnieniu zbiorników, co spowodowałoby opublikowanie komunikatu o zanieczyszczeniu wody w wodociągach – dodał John Lester.

O kryteriach przy wyborze sterownika do aplikacji przemysłowe przeczytają Państwo w artykule Dobór sterownika do aplikacji automatyki i sterowania.