Der Chemiepark Knapsack (CPK) verteilt über sein sechs-Kilovolt- (kV) und 20-kV-Mittelspannungsnetz rund 900 Gigawattstunden (GWh) Strom pro Jahr. Hierbei besteht seitens der am Standort angesiedelten Chemiekunden die Erwartung einer durchgängigen Versorgungssicherheit an 365 Tagen im Jahr. Diese Erwartung in einem Stromnetzbetrieb umzusetzen, erfordert kürzeste Reaktionszeiten des Betriebspersonals, um Stromausfällen präventiv begegnen beziehungsweise – wenn es zu einem Ausfall kommt – in kürzester Zeit die Wiederversorgung herstellen zu können. Hierzu ist eine präzise Fehlerdetektion von der Mittelspannung bis ins 400-Volt- (V) und 500-V-Niederspannungsnetz sicherzustellen.
Das von der InfraServ Knapsack (ISK) betriebene Stromnetz ist mit zirka 2.000 elektrischen Messstellen und 500 Mittelspannungsfeldern auf dem 160 Hektar großen Gelände ausgestattet. Das Mittelspannungsnetz ist vollständig an ein Leitsystem angebunden und kann von der zentralen Leitstelle aus überwacht und geschaltet werden. Die Fehlerquellen unterscheiden sich nicht von denen bei städtischen und ländlichen Versorgungsnetzen. Blitzeinschläge, auf Freileitungen gestürzte Bäume oder Erd-/Kurzschlüsse wegen durchgeschlagener Kabel bei Bauarbeiten zählen beispielsweise zu möglichen Fehlerursachen.
Störschriebe präzise auswerten
Auch defekte Kabelmuffen und Isolationsfehler können mit der Zeit zu Problemen führen. Bei einem Ausfall lokalisiert die Schutztechnik der ISK den Fehler und beseitigt ihn. Bei einpoligen Fehlern kann der Betrieb aufgrund des gelöschten Netzes für den Kunden normal weitergehen. Bei mehrpoligen Fehlern und Überströmen durch defekte Betriebsmittel oder Überlast im Kundenabgang schaltet die Schutztechnik in Form von Niederspannungs-(NS)-Schmelzsicherungen, NS-Leistungsschaltern und elektronischen Schutzrelais mit Leistungsschaltern (Mittelspannung, MS) den Fehler selektiv ab. Der Abgang des Kunden kann über einen anderen Pfad (Zuschaltreserve) weiter versorgt werden. Zudem besteht eine Versorgungsmöglichkeit über „Netz 2“, die Umschaltung erfolgt dabei automatisch. So können die Unternehmen im Chemiepark ihre Anlagen geregelt herunterfahren. Sollte das vorgelagerte Netz ausfallen, besitzen die Kunden Systeme für eine unterbrechungsfreie Stromversorgung (USV), um die Anlagen in einen sicheren Zustand zu fahren.
Eine Voraussetzung für das zügige Beheben der Störung ist zunächst die präzise Auswertung der aufgenommenen Störschriebe der betroffenen Schutzgeräte, der Netzanalysatoren und des Leitsystems. Um diese korrekt und in der richtigen Abfolge den verschiedenen Stellen des Stromnetzes zuordnen zu können, ist eine genaue und übereinstimmende Zeitsynchronisation aller Komponenten notwendig. Dabei gab es in der Vergangenheit allerdings immer wieder Probleme.
Die meisten Komponenten zur Störungsanalyse werden zurzeit über das Leitsystem mit dem Protokoll IEC 60870 103 beziehungsweise -104 synchronisiert. Der Zeitmaster erhält die Zeitinformationen von einer GPS-synchronisierten Uhr in der zentralen Leitstelle und gibt das Signal an die jeweiligen RTU-Einheiten in der Schaltanlage weiter (RTU steht für Fernbedienungsterminal). Die vorhandene Installation der sogenannten Switche (Elemente, die Netzwerksegmente miteinander verbinden) und die verschiedenen Kabellängen zu den Anlagen führen dabei zu erheblichen Zeitunterschieden von 100 bis 200 Millisekunden (ms), sodass Störschriebe nicht ohne manuelle Nachbearbeitung übereinandergelegt und verglichen werden können. Eine genaue Analyse der Reihenfolge von Ereignissen ist nur dann möglich, wenn diese in Abständen von mehreren 100 ms auftreten. Daher können Ursachen und Auswirkungen einer Störung oft nur mit größten Schwierigkeiten ermittelt werden.
Um künftig große Zeitverzögerungen im Netzwerk zu vermeiden und die Störungsanalyse zu beschleunigen, entschied sich ISK, im Rahmen eines Pilotprojekts zusammen mit Omicron Lab ein PTP-Netzwerk einzurichten. Beim Precision Time Protocol (PTP) kommen im Unterschied zu NTP (Network Time Protocol) spezielle Netzwerkkomponenten zum Einsatz, sodass eine Genauigkeit von besser als eine Mikrosekunde (µs) erreicht wird. Das im Chemiepark eingerichtete PTP-Netzwerk besteht aus zwei speziellen Synchronisationslösungen von Omicron Lab, der PTP-Zeitreferenz Otmc 100, dem PTP-Zeitkonverter Ticro 100 sowie dem PTP-Switch Rsp20 von Hirschmann.
Das Otmc 100 fungiert dabei als PTP-Grandmaster gemäß dem Standard IEEE 1588 (PTP) und dient gleichzeitig als NTP-Zeitserver. Eine Besonderheit des Otmc 100 ist, dass sich die GPS-Antenne, der GPS-Empfänger und die eigentliche Zeitreferenz in einem einzigen, wetterfesten Gehäuse befinden. Durch die GPS-Anbindung wird eine Zeitgenauigkeit von besser als ±100 Nanosekunden (ns) im Vergleich zur Weltzeit (UTC) erreicht. Die Signallaufzeit zwischen dem Otmc 100 und dem PTP-Switch wird automatisch kompensiert.
Da die meisten derzeit in der Energietechnik installierten Komponenten, etwa Schutzgeräte oder Störschreiber, zwar die Zeitsynchronisation via PTP nicht unterstützen, häufig aber eine Synchronisation mittels Zeitsignalen wie DCF77 oder IRIG B, werden diese Geräte mit dem PTP-Zeitkonverter Ticro 100 in das PTP-Netzwerk eingebunden. Der Ticro 100 ist über PTP an den Grandmaster angebunden und stellt die lokal benötigten Zeitsignale zur Verfügung. Der Zeitkonverter selbst kann drahtgebunden oder per LC-Anschluss faseroptisch in das PTP-Netzwerk eingebunden werden. Dadurch lassen sich Entfernungen zum nächsten PTP-Switch von 100 Metern (elektrisch) oder bis zu zwei Kilometern (faseroptisch) überbrücken. Die Signallaufzeiten werden hier ebenfalls mittels PTP kompensiert. Somit tritt nur noch auf der kurzen Strecke zwischen dem Ticro 100 und dem Schutzgerät, die im Chemiepark zwischen zwei und 16 Meter beträgt, ein Laufzeitunterschied auf. Der auf dieser Strecke entstehende Zeitversatz von 10 bis 80 ns ist, bezogen auf das gesamte System, vernachlässigbar.
Die dritte wesentliche Komponente ist der PTP-Switch. Er sorgt für die Vernetzung der einzelnen Systemkomponenten und macht das PTP-Netzwerk erweiterbar.
Seit der Inbetriebnahme des PTP-Netzes sind alle Schutzgeräte synchron zur absoluten Uhrzeit, sodass die korrekte Abfolge von Störereignissen im Stromnetz problemlos nachvollzogen werden kann. Dies zeigte auch ein Test, bei dem die Synchronisierung über das Leitsystem in zwei verschiedenen Schaltanlagen untersucht wurde: Bei der Synchronisierung der Schutzrelais über PTP mittels Ticro 100 konnte zwischen den beiden Anlagen nur eine kaum darstellbare Zeitdifferenz von einer Millisekunde ermittelt werden, die durch die Zeitauflösung der verwendeten Schutzgeräte bedingt ist.
