Gestion économique des stations de réseau local numérique :

Introduction

Les principaux défis liés au déploiement à grande échelle sont bien connus dans le monde des technologies de l’information. Le monde des technologies de l’information est encore moins habitué à des solutions qui aident à gérer les défis qui se posent actuellement dans les réseaux intelligents MT/BT.the challenges currently arising in MV/LV smart grids.

1. Le système de gestion et d’exploitation permet un déploiement efficace, évolutif et rentable des sous-stations secondaires. Il permet au GRD de réduire les coûts d’exploitation par sous-station secondaire pendant le déploiement en cours et plus tard pendant les opérations.
2. Par conséquent, de nouveaux appareils puissants tels que les PIDU avec l’EOR-3DS comme unité de numérisation sont nécessaires pour répondre aux nouvelles exigences des sous-stations secondaires numériques :

• Un grand nombre de dispositifs doivent être gérés et déployés efficacement.
• Les performances du matériel doivent être à l’épreuve du temps
• Doit s’intégrer dans l’espace limité des unités principales de l’anneau.
• Prise en charge des protocoles de communication modernes
• Intégration de fonctionnalités distribuées dans un seul appareil (par exemple, détection de pannes, contrôle,
• détection des défauts, contrôle, mesure)
• Mise en œuvre de fonctions de sécurité [1]
• Connectivité pour les capteurs LPIT (Low-Power Instrument Transformer)

Architecture du système

Il est largement admis que la gestion efficace des futurs réseaux de distribution nécessitera un grand nombre de dispositifs d’automatisation intelligents et interopérables, très probablement avec un niveau croissant de fonctionnement autonome [2].

Chez Netze BW, on estime qu’environ 10 à 20 % de toutes les nouvelles sous-stations secondaires projetées devront être de nature numérique et donc connectées par le biais d’un réseau.

Compte tenu du nombre correspondant de plusieurs milliers d’appareils en réseau dans le réseau, les processus manuels de gestion et d’exploitation atteignent rapidement une limite acceptable en termes de temps et de ressources. En outre, les mises à jour de sécurité des appareils étant essentielles, des mesures à court terme sont vitales pour garantir la sécurité informatique continue du réseau. Les meilleures pratiques et les procédures établies pour les déploiements massifs de microprogrammes dans des secteurs tels que les télécommunications, l’industrie [3] ou l’environnement des compteurs intelligents [4] peuvent servir de modèle architectural pour le réseau de distribution.

Du point de vue de la mise en œuvre technologique, les dispositifs dotés d’une fonction de mise à jour intégrée sont aujourd’hui largement répandus dans les domaines des contrôleurs, des capteurs, des actionneurs et des dispositifs de communication. Ce n’est que grâce aux mises à jour qu’il est possible de mettre en œuvre efficacement des développements fonctionnels incrémentiels lorsqu’une large base d’appareils est présente. Les améliorations fonctionnelles découlent principalement de deux sujets différents :

1. Nécessité de mettre en œuvre les futures améliorations fonctionnelles liées au réseau (par exemple, l’automatisation intelligente)
2. Nécessité de se conformer à des exigences non fonctionnelles telles que la journalisation, l’analyse du trafic de données, les procédures d’authentification numérique, etc.

Dans le passé, toute amélioration fonctionnelle ou non des dispositifs a entraîné la nécessité d’installer de nouveaux dispositifs sur le site, de remplacer les dispositifs existants sur le terrain ou, si les capacités des dispositifs le permettaient, de les mettre à jour manuellement. Afin de réaliser des améliorations de manière efficace et sans interruption du fonctionnement du réseau, une nouvelle architecture de système holistique est nécessaire.

À cet effet, Netze BW a développé une nouvelle norme d’exploitation de deuxième génération pour les sous-stations secondaires signalées et contrôlées à distance, appelée FF-U 2.0, dans laquelle l’EOR-3DS est utilisé comme centre de commutation et de signalisation.

Cette norme d’exploitation permet de déployer et d’exploiter tous les appareils de manière hautement évolutive via une plateforme de gestion adéquate.

Parallèlement, les données de mesure et les états de fonctionnement des capteurs sont mis à la disposition de divers puits de données (appelés « utilisateurs de données » dans la figure 1) par l’intermédiaire d’une plateforme de données indépendante utilisant un courtier MQTT (appelé « courtier » dans la figure 1). Le stockage des données relève de la responsabilité des destinataires des données eux-mêmes, étant donné que différentes séries temporelles sont intéressantes en fonction des différentes tâches. Les courtiers de données sont complètement séparés de la plateforme d’exploitation elle-même.

Un espace de noms uniforme (UNS) a été défini afin de pouvoir fournir des données à différents utilisateurs et de pouvoir les normaliser du côté de la sous-station secondaire. Grâce à une meilleure évolutivité de l’architecture globale du système, la collecte des données se caractérise par un niveau de flexibilité et de granularité beaucoup plus élevé que dans les systèmes SCADA traditionnels.

Le SCADA traditionnel est également utilisé, mais il agit de manière indépendante et n’est pas touché par le nouveau mécanisme de courtier en données FF-U 2.0. La figure 1 présente une vue d’ensemble schématique de l’architecture globale du système.

Outre les valeurs mesurées classiques telles que la température de l’huile du transformateur, l’état du contact de la porte ou les valeurs de charge de courant connectées à la basse tension, les capteurs incluent également des paramètres de qualité de l’énergie. Grâce à la conception modulaire, il est possible de collecter à tout moment des variables mesurées supplémentaires, de les traiter localement et de les envoyer au courtier central. Dans le système moyenne tension, on utilise également des unités de détection et de traitement (PIDU) qui permettent de localiser les défauts et de combiner les valeurs mesurées et les fonctionnalités de contrôle. Elles apportent ainsi une contribution importante à la transparence au niveau de la moyenne tension. Des capteurs supplémentaires peuvent être intégrés de manière flexible via la passerelle IIoT.

Rôle de la plateforme de gestion et d’exploitation (M&O)

Une gestion centralisée des appareils et des correctifs est absolument vitale pour garantir un système hautement évolutif adapté au déploiement à l’échelle du réseau et à un fonctionnement sécurisé sur le plan informatique. Du point de vue de l’utilisateur, une plate-forme uniforme et standardisée pour tous les appareils utilisés dans le cadre de la FF-U 2.0 était souhaitée.

La nécessité d’intégrer plusieurs fabricants d’appareils constitue un défi particulier dans la mise en œuvre de cette plateforme. La réalisation d’une intégration homogène au-delà des frontières des fabricants réduit considérablement l’effort de formation du personnel d’exploitation, puisqu’il n’y a plus qu’une seule plate-forme unifiée à gérer. L’unification est réalisée en imposant une interface de commande standardisée entre la plateforme centrale et tous les appareils de terrain.

En outre, la plateforme M&O permet de programmer des processus sur de nombreux appareils en parallèle. Cela comprend, par exemple, les tâches de déploiement de correctifs ou d’interrogation des informations sur les appareils. Cependant, les différents fabricants sont autorisés à utiliser des fichiers et des métadonnées propriétaires différents provenant de leurs outils spécifiques. L’unification est obtenue en mettant tous les différents fichiers et ressources d’appareils à la disposition de la plateforme M&O par le biais de mécanismes automatisés de synchronisation des données.

La figure 2 montre la vue logique correspondante des échanges de fichiers entre la plateforme centrale et les appareils de différents fabricants.

Considérations relatives aux coûts

Unité d’interface et de détection de processus (PIDU)

L’EOR-3DS utilisé dans la station de réseau local numérique FF-U 2.0 remplit également un certain nombre d’autres fonctions afin de répondre aux exigences des futures sous-stations secondaires télédéclarées et télécommandées et de pouvoir continuer à gérer le nombre d’appareils sur le terrain. Ces extensions fonctionnelles transforment un simple indicateur de court-circuit et de défaut à la terre en une toute nouvelle catégorie d’appareil : l’EOR-3DS en tant qu’unité de numérisation pour les sous-stations secondaires.

SCADA

En plus d’un protocole SCADA classique tel que IEC 60870-5-104 orienté vers le centre de contrôle (Figure 1, chemin rouge), un PIDU de type FF-U 2.0 dispose de deux protocoles supplémentaires basés sur le standard MQTT, qui fonctionnent en parallèle à l’intérieur de l’appareil.

La fonction « Gestion et opérations » (Figure 1, chemin vert, « M&O » en abrégé) peut être utilisée pour effectuer des mises à jour de paramètres et de microprogrammes à l’aide d’une plateforme centrale de M&O. Ces mises à jour peuvent être effectuées en tant que mises à jour du parc de véhicules. Ces mises à jour peuvent être effectuées en tant que mises à jour de flotte sur un grand nombre d’appareils en même temps ou de manière échelonnée dans le temps. En outre, des paramètres PIDU supplémentaires tels que le rythme cardiaque, la charge du processeur, le nombre de lots, etc. sont surveillés par le logiciel IoT central.

Comme indiqué également ci-dessus, un quota d’environ 10 à 20 % de postes secondaires numériques est nécessaire pour obtenir une transparence adéquate du réseau et une capacité de contrôle à distance suffisante dans un réseau de distribution typique. En chiffres absolus, cela peut signifier un parc d’appareils de plusieurs milliers de PIDU dans les grandes entreprises de distribution, ce qui souligne à nouveau clairement la nécessité d’une plateforme M&O centrale.

Via un chemin IIoT distinct (chemin bleu dans la figure 1), les données de mesure et les messages EF/SC de tous les nœuds sont envoyés à un courtier central pour une évaluation plus poussée en temps réel. Cette fonction de surveillance ouvre de nouvelles possibilités pour divers départements du gestionnaire du réseau de distribution, tels que la gestion des actifs ou la planification du réseau.

Le rôle du PIDU du FF-U 2.0 est rempli par un EOR-3DS de A. Eberle GmbH & Co. KG. Cet appareil est capable de fournir les trois protocoles sur une seule interface Ethernet. Il est également possible de répartir les données entre deux connexions réseau physiques distinctes, par exemple en utilisant un réseau pour M&O et SCADA et un deuxième réseau distinct pour l’IIoT.

Les connexions physiques croisées de signaux binaires couramment utilisées à l’intérieur de l’appareillage de commutation sont obsolètes dans ce concept, en raison de l’omniprésence de la connectivité réseau. Tous les signaux sont traités directement dans leur champ d’origine par le PIDU associé et sont ensuite transmis via Ethernet.

Commutation à distance

Les interrupteurs de rupture de charge et les interrupteurs de mise à la terre des différents câbles et transformateurs sont enregistrés via des PIDU et signalés sous forme de doubles messages. En outre, les interrupteurs de rupture de charge de tous les champs de câbles peuvent être commandés à distance via le protocole IEC 60870-5-104. Grâce à la libre programmabilité (fonctionnalité PLC) du PIDU, diverses fonctions avancées de commutation et de surveillance des interrupteurs de rupture de charge ont été mises en œuvre.

Ainsi, les demandes de commutation erronées sont ignorées en fonction de la position intermédiaire/de défaut et de la surveillance du temps de retour de l’interrupteur de rupture de charge ainsi que de son entraînement motorisé.

Mesures et indication des défauts

Grâce à un élément PT100 intégré dans chaque bague SIB, le PIDU est également en mesure de déterminer avec précision la température de la bague pour chaque phase individuellement. Cette caractéristique permet d’évaluer l’état des capteurs de traversée et de mettre en place des programmes de maintenance prédictive correspondants.

La grande précision de mesure du SIBushing et du PIDU, tant pour les courants que pour les tensions, permet d’utiliser la méthode wattmétrique de localisation des défauts à la terre, tout en supprimant le besoin de coûteux transformateurs de courant à noyau équilibré (CBCT). En outre, l’algorithme transitoire robuste qu2 ainsi que les méthodes de localisation des impulsions sont utilisés.

Sécurité informatique

Toutes les voies de communication de la norme FF-U 2.0 sont entièrement basées sur Ethernet. Aucun protocole ancien tel que Modbus RTU n’est utilisé.

Afin de garantir une sécurité informatique adéquate, chaque PIDU est pré-équipée de certificats de fabrication individuels signés par l’opérateur du réseau de distribution et est livrée avec un pare-feu activé. Cela signifie qu’après leur livraison par le fabricant A. Eberle, les PIDU ne peuvent être modifiées ni manuellement via l’interface utilisateur locale, ni via le logiciel de configuration AEToolbox du fabricant sans une authentification appropriée.

Après l’installation du PIDU dans le réseau et le réseau de communication du GRD, un certificat d’opérateur valide est installé sur le PIDU. Cette étape permet l’utilisation de la plate-forme centrale de gestion et d’exploitation.

Tous les paramètres de la PIDU ne peuvent alors être modifiés que par l’intermédiaire de cette plateforme centrale, ce qui empêche toute manipulation indésirable des paramètres de l’appareil tout au long de la chaîne d’approvisionnement.

Afin de garantir un changement aisé des certificats d’opérateur, il est possible de charger jusqu’à cinq certificats différents sur le PIDU, en plus du certificat du fabricant existant. En outre, l’enregistrement initial dans le réseau de l’opérateur du réseau de distribution est protégé par une authentification à deux facteurs (2FA) à l’aide d’un code QR imprimé sur l’appareil.

Perspectives

Grâce aux performances matérielles du PIDU, le gestionnaire du réseau de distribution est en mesure d’améliorer les appareils en leur apportant de nombreuses améliorations fonctionnelles et non fonctionnelles tout au long de leur durée de vie.

Les exemples correspondants comprennent des mesures de la qualité de l’énergie au niveau de la moyenne tension, des fonctions d’intelligence avancées dans chaque domaine ou de nouveaux algorithmes de détection des défauts à la terre. Des scénarios de délestage flexibles et automatisés pour les lignes de départ surchargées par l’e-mobilité sont également possibles.

Les extensions non fonctionnelles concernent les correctifs de sécurité informatique et les mises à niveau des systèmes d’exploitation, ainsi que les mises à jour des protocoles de communication. Cela permettrait le déploiement d’innovations dans le domaine des protocoles MQTT/IIoT/M&O, voire l’inclusion du MMS IEC 61850 si nécessaire.

Conclusion

Le maintien d’un niveau élevé de disponibilité du réseau dans la société électrifiée du futur crée le besoin de fonctions avancées de surveillance et de contrôle dans nos réseaux de distribution d’électricité.

L’architecture d’exploitation des sous-stations secondaires FF-U 2.0 présentée dans ce document représente une solution d’avenir pour répondre à ces exigences, même dans les réseaux fortement touchés par la transition énergétique et confrontés au passage à une production décentralisée.

En ce qui concerne ses capacités de télésurveillance et de télécommande, le FF-U 2.0 dépasse nettement les solutions traditionnelles et les dispositifs de poste conventionnels disponibles sur le marché aujourd’hui. Son principal objectif est de fournir un système hautement évolutif et de permettre des processus simples sur une plateforme orientée vers l’avenir pour le GRD.

Une plateforme centrale de gestion et d’exploitation est donc essentielle pour le déploiement efficace et économique des mises à jour, ainsi que pour le fonctionnement efficace de milliers d’appareils intelligents.

L’utilisation des PIDU dans le cadre de l’écosystème FF-U 2.0 élargit l’objectif des indicateurs de court-circuit et de défaut à la terre conventionnels au-delà de la simple détection de défaut. La gamme des fonctions supplémentaires possibles est considérablement élargie grâce aux champs de câbles contrôlables individuellement à distance dans l’appareillage de commutation à moyenne tension et grâce aux mesures de haute précision de la moyenne tension.

Les PIDU permettent une connexion simultanée au centre de contrôle, à une plateforme de gestion centrale et la mise à disposition de toutes les données à un courtier MQTT supplémentaire. En outre, les PIDU réduisent l’effort et la complexité du câblage dans la sous-station secondaire et simplifient le processus de mise en service.

Des fonctions de sécurité telles que l’authentification par certificat et des fonctionnalités de pare-feu intégrées, connues dans l’environnement informatique, sont mises en œuvre pour protéger les connexions de communication OT au niveau du réseau. Des mises à jour à distance du micrologiciel sont possibles, ce qui permet des mises à niveau fonctionnelles et non fonctionnelles sans qu’il soit nécessaire de procéder à des mises à niveau matérielles coûteuses.

Les sous-stations secondaires numériques joueront un rôle clé dans la mise en place de réseaux de distribution à la fois très flexibles et stables. L’évolution fonctionnelle correspondante du réseau est rendue possible par la fourniture d’une base matérielle à l’épreuve du temps et de capacités informatiques périphériques étendues grâce aux dispositifs PIDU utilisés.

Références

1. “Whitepaper: Requirements for Secure Control and Telecommunication Systems”, BDEW, Berlin, Germany 2018
2.  “VDE Impuls Systematisierung der Autonomiestufen in der Netzbetriebsführung”, VDE ETG Germany 2020
3. “Security Architecture for Open Systems Interconnection For CCIT Applications – Recommendation X.800”, ITU International Telecommunications Union, 1991
4. “Das Smart Meter Gateway – Cyber – Sicherheit für die Digitalisierung der Energiewirtschaft”, Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, Germany
5. “ISO/IEC 27001:2022 Information security, cybersecurity and privacy protection — Information security management systems — Requirements”, International Organization for Standardization, 2022

Nos indicateurs de court-circuit et de défaut de terre

Pour les postes secondaires numériques et analogiques