Moderne Kraftwerksleittechniken bieten eine integrierte Systemstruktur für alle Automatisierungsaufgaben in einem Kraftwerk. Waren in klassischen Leitsystemen noch Teilsysteme erforderlich, deckt heute eine homogene Systemlandschaft Funktionen wie das Engineering sowie die Bedienung und Diagnose vollständig ab. Die komplette Integration des elektrischen Eigenbedarfs in die Hauptleittechnik kann nun über moderne standardisierte Schnittstellen wie über das Protokoll IEC 61850 erfolgen.
Diese Art der Anbindung senkt Investitions- und Engineering-Kosten und erlaubt eine Interoperabilität, die auch die immer wichtiger werdenden Lifecycle-Kosten reduziert. Die Grundlage hierfür bilden eine einheitliche Protokolllandschaft, hochverfügbare Netzwerkstruktur, umfassende Diagnosefähigkeit sowie eine kurze Entstörzeit.
Eigenbedarf lost in translation
Für die Anbindung des kompletten elektrischen Eigenbedarfs an die Hauptleittechnik standen bisher viele Übertragungsprotokolle wie Interbus, Modbus RTU, Modbus TCP oder Profibus DP zur Verfügung. Diese Standards sind häufig proprietär und somit nicht kompatibel. Der unterschiedliche Protokollaufbau und verschiedene Übertragungsgeschwindigkeiten erschweren den Datenaustausch zwischen den Protokollstrukturen und können zu Verlusten führen.
Gängige Netzwerkstrukturen verfügen über Redundanzmechanismen wie Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP), bei denen die Umschaltzeiten im Sekundenbereich liegen können. Proprietäre Technologien wie Fast Ring Detection reduzieren derartige Umschaltzeiten bei RSTP auf einige hundert Millisekunden. In dieser Zeitspanne ist jedoch keine Datenübertragung sichergestellt. Darüber hinaus würde sich ein Teil des Eigenbedarfs in einem undefinierten Zustand befinden, in dem auftretende Fehler zu spät oder gar nicht erkannt werden.
Der Hoch- und Mittelspannungsteil des Eigenbedarfssystems wurde bisher über einen Kommunikationsbus an die Leittechnik angebunden. Der Niederspannungsteil wird bis heute, aufgrund fehlender Busschnittstellen, hartverdrahtet oder über eine veraltete Übertragungstechnik eingebunden. Der Austausch von Geräten unterschiedlicher Hersteller in einem bestehenden System ist bislang mit hohem Aufwand verbunden oder nicht möglich.
Die Instandhaltung oder Umrüstung solcher gemischten Systeme gestaltet sich oft aufwändig und kostspielig, da Experten der verschiedenen Hersteller hinzugezogen werden müssen. Eine Hartverdrahtung in die Leitebene schränkt zudem die Diagnosemöglichkeiten ein. Durch den Wegfall logischer Typicals gestaltet sich auch der Engineering-Prozess aufwändiger.
Austausch auf Protokollebene
Die Normenreihe IEC 61850 bietet Anlagenbetreibern nun eine zukunftsgerichtete Technik-Plattform. Für Investitionssicherheit sorgt die abstrakte Beschreibung der Prozessfunktionen und Kommunikationsdienste. Letztere bilden sich auf verschiedenen Protokollen ab, sodass mit der vorhandenen Konfiguration ein Austausch auf der Protokollebene möglich ist.
Durch ein standardisiertes Engineering erzielen Betreiber nun Interoperabilität und können eingesetzte Komponenten durch Produkte anderer Hersteller ersetzen. Die Selbstbeschreibungsfähigkeit vereinfacht dabei den Gerätetausch. Durch die eventorientierte Übertragung verringert sich der Datenverkehr zwischen dem Leitsystem und der Peripherie erheblich.
Mit Hilfe des Redundanzverfahrens Parallel Redundancy Protocol (PRP) lässt sich die Netzwerkstruktur flexibel als hochverfügbares System ohne Umschaltzeiten realisieren. Dazu werden segmentierte Netzwerke für die Bereiche des Eigenbedarfs durch die Verschaltung der Switches zu je einem RSTP-Ring aufgebaut. Die Anbindung der Peripherie im Feld erfolgt als Sterntopologie.
Voraussetzung für die PRP-Technik ist ein zweites identisches, jedoch getrennt geführtes Netzwerk (A und B). Dabei werden die zu versendenden Daten über beide voneinander entkoppelten Netzwerke gesendet. Das angeschlossene Peripherie-Gerät, etwa ein Schutzgerät, empfängt die Nachricht aus den beiden Netzwerken, die das Gerät zuerst erreicht. Das Verfahren stellt also im Fehlerfall eine stoßfreie Übermittlung der Daten sicher.
Die Hoch- und Mittelspannungsschaltgeräte sind über die Schutzgeräte an die Leittechnik angekoppelt. Schutzgeräte, die über eine IEC 61850-Schnittstelle verfügen, werden mit den beiden unabhängigen Netzwerken verbunden. Dies setzt die Unterstützung von PRP durch die Schutzgeräte voraus.
Zur Integration der Niederspannungsschaltanlage kommen I/O-Stationen zum Einsatz. Der IEC 61850-Buskoppler und die digitalen oder analogen Baugruppen des modularen I/O-Systems Axioline nehmen die unterschiedlichen funktionalen Typicals der Schaltanlage auf, wie Meldungen und Steuerbefehle. Das Axioline-System wird über autarke PRP-Module an das Netzwerk gekoppelt.
Zwei Wege zur Konfiguration
Die Konfiguration des Axioline-Systems lässt sich in zwei Bereiche aufteilen: Die benötigten Funktionen der Peripherie und die zu übertragenden Signale werden mittels einer herstellerunabhängigen Software per System Configuration Description Language beschrieben. Dabei kann die Datenmodellierung direkt anhand der projektspezifischen Bezeichnungen und Funktionen (Flexible Product Naming) erfolgen. Die herstellerunabhängige Software und das Flexible Product Naming ermöglichen es dem Betreiber, diese Modellierung selbst durchzuführen.
Eine Alternative bietet die herstellerspezifische Gerätekonfiguration, die Intelligent-Electronic-Device-Konfiguration. Das Axioline-System erlaubt hier zwei verschiedene Vorgehensweisen: Stationen mit einer geringen I/O-Anzahl lassen sich über das User Interface des integrierten Webservers parametrieren. Bei mehreren Geräten, erfolgt die Parametrierung mittels gerätebezogener Textdateien zeitsparend über das Netzwerk. Diese Textdateien können dann via File Transfer Protocol auf die Geräte übertragen werden.
Direkt kommunizieren
Die automatische Umschalteinrichtung in den Niederspannungsschaltanlagen dient dazu, eine fehlerbehaftete Einspeisung so schnell wie möglich auf eine andere Sammelschiene umzuschalten.
Bei automatischer Anregung der Umschalteinrichtung aufgrund einer Unterspannung muss die fehlerbehaftete Sammelschiene vom einspeisenden Transformator getrennt und der Kuppelschalter geschaltet werden.
Die Verwendung des Generic Object Oriented System Event (GOOSE) ermöglicht die direkte und hochpriorisierte Kommunikation mit den Intelligent-Electronic-Devices der Einspeisefelder. Eigene Meldungen leitet die Umschalteinrichtung via Reporting – unter Nutzung des Manufacturing Messaging Specification-Protokolls – an die Kraftwerksleittechnik weiter.
Dabei kann es sich etwa um die Information handeln, dass von der Seite A auf die Seite B oder umgekehrt umgeschaltet worden ist oder dass ein Leistungsschalter eine Blockierung ausgelöst hat. Darüber hinaus könnte der Leitstand den Befehl für eine geplante Blockumschaltung geben.
IEC 61850 bietet also die Basis für eine stabile und sichere Anbindung der Kraftwerksleittechnik, die eine sichere und zuverlässige Eigenbedarfsversorgung des Kraftwerks ermöglicht. Phoenix Contact stellt einheitliche Konzepte inklusive Engineering und Inbetriebnahme zur Verfügung, die den Standard unterstützen.
