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Der Weg zu einem einheitlichen System

01  Phoenix Contact bietet ein großes Portfolio an Komponenten und Lösungen an, welche die IEC 61850 unterstützen

01  Phoenix Contact bietet ein großes Portfolio an Komponenten und Lösungen an, welche die IEC 61850 unterstützen

02  Aufbau eines PRP-Netzwerks am Beispiel des Subnetzes Blockschutz

02  Aufbau eines PRP-Netzwerks am Beispiel des Subnetzes Blockschutz

03  Typischer Aufbau der Blockanlage mit zwei Sammelschienen und Umschalt­einrichtung

03  Typischer Aufbau der Blockanlage mit zwei Sammelschienen und Umschalt­einrichtung

Moderne Kraftwerksleittechniken bieten heute eine integrierte Systemstruktur für alle Automatisierungsaufgaben in einem Kraftwerk. Funktionen, wie das Engineering sowie die Bedienung und Diagnose, werden vollständig durch eine homogene Systemlandschaft abgedeckt. Das macht die in klassischen Leit­systemen erforderlichen Teilsysteme überflüssig. Die vollständige Integration des elektrischen Eigenbedarfs in die Hauptleittechnik kann über moderne ­standardisierte Schnittstellen wie IEC 61850 erfolgen.

Während in der Vergangenheit zusätzliche Schaltanlagen-Leittechniken zum Einsatz kamen, werden heute die Schaltanlagen über das in der IEC 61850 definierte Protokoll vollständig in die Hauptleittechnik integriert. Auf diese Weise lassen sich Investitions- und Engineering-Kosten senken. Die durch die IEC 61850 gewonnene Interopera­bilität reduziert darüber hinaus auch die ständig wichtiger werdenden Lifecy­cle-Kosten. Die Grundlage hierfür bilden eine einheitliche Protokolllandschaft, hoch verfügbare ­Netzwerkstrukturen, umfassende Diagnosefähigkeiten sowie ­kurze Entstörzeiten.

Von Teilsystemen …
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 nicht kompatibel. Ein Datenaustausch zwischen den Protokollstrukturen erweist sich wegen des jeweils anderen Protokollaufbaus und der verschiedenen Übertragungsgeschwindigkeiten also als schwierig und erfolgt zudem nicht immer verlustfrei. Bei gängigen Netzwerkstrukturen entstehen durch Redundanzmechanismen wie Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP) Umschaltzeiten, die im Sekundenbereich liegen können. Proprietäre Technologien wie Fast Ring Detection reduzieren derartige Umschaltzeiten bei RSTP auf einige hundert Millisekunden. Während dieses Zeitraums 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.
Die Anbindung des Hoch- und Mittelspannungsteil des Eigenbedarfssystems an die Leittechnik erfolgt bisher über einen Kommunikationsbus. Der Niederspannungsteil wird bis heute, aufgrund fehlender Busschnittstellen, hart verdrahtet oder über eine veraltete Übertragungstechnik eingebunden. Sollen in einem bestehenden System Geräte unterschiedlicher Hersteller ausgetauscht werden, erfordert dies bislang einen hohen Aufwand oder ist unmöglich. Die Instandhaltung oder Umrüstung solch gemischter Systeme gestaltet sich durch das Hinzuziehen von Experten der Hersteller recht aufwendig. Im Fall einer Hartverdrahtung in die Leitebene sind die Diagnosemöglichkeiten außerdem stark eingeschränkt. Durch den Wegfall logischer Typicals führt auch der Engineering-Prozess zu einem erhöhten Aufwand.

… zum Gesamtsystem
Seit der Gründung im Jahr 1923 entwickelt Phoenix Contact Komponenten, Systeme und Lösungen für die Elektroenergieversorgung. Dazu zählen die klassische Verbindungstechnik, Geräte für die Feldbuskommunikation sowie Systeme zur Umsetzung einer hochverfügbaren Netzwerk­infrastruktur und Automatisierung der Feldebene. Das Unternehmen arbeitet aktiv bei der Gestaltung von Normen wie der IEC 61850 in den entsprechenden Arbeitskreisen mit und bietet ein großes Portfolio an Komponenten und Lösungen an (Bild 1).
Mit der Normenreihe IEC 61850 erhalten die Anlagenbetreiber eine zukunftsgerichtete Technologieplattform. Dies wird durch die abstrakte Beschreibung der Prozessfunktionen und Kommunikationsdienste erreicht, die für Investitionssicherheit sorgt. Die Kommunikationsdienste bilden sich ferner auf verschiedenen Protokollen ab, sodass mit der vorhandenen Konfiguration ein Austausch auf der Protokoll­ebene möglich ist. Durch ein standardisiertes Engineering können auf der Betreiberseite die Interoperabilität und der Ersatz der eingesetzten Komponenten durch Produkte anderer Hersteller erzielt werden. Die Selbstbeschreibungsfähigkeit vereinfacht dabei den Gerätetausch. Durch die Event-orientierte Übertragung verringert sich der Datenverkehr zwischen dem Leitsystem und der Peripherie.

Hoch verfügbares System ohne Umschaltzeiten
Aufgrund der Nutzung des Redundanzverfahrens Parallel Redundancy Protocol (PRP) lässt sich die Netzwerkstruktur flexibel als hoch verfügbares System ohne Umschaltzeiten realisieren. Zu diesem Zweck 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-Technologie ist ein zweites identisches, jedoch getrennt geführtes Netzwerk (A und B), wobei die zu versendenden Daten über beide voneinander entkoppelten Netzwerke gesendet werden. Das angeschlossene Peripherie-Gerät (beispielsweise 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 (Bild 2).
Die Hoch- und Mittelspannungsschaltgeräte sind über die Schutzgeräte an die Leittechnik angekoppelt. Wie bereits beschrieben, werden die Schutzgeräte, die über eine IEC-61850-Schnittstelle verfügen, mit den beiden unabhängigen Netzwerken verbunden. Dies setzt die Unterstützung von PRP durch die Schutzgeräte voraus. Zur Integration der Niederspannungsschaltanlage kommen IO-Sta­tionen zum Einsatz. Der IEC-61850-Buskoppler und die digitalen oder analogen Baugruppen des modularen IO-Systems Axioline nehmen die unterschiedlichen funktionalen Typicals (Meldungen und Steuerbefehle) der Schaltanlage auf. Das Axioline-System wird dann über au­tarke PRP-Module an das Netzwerk angekoppelt.

Verschiedene Verfahren zur Gerätekonfiguration
Die Konfiguration des Axioline-Systems lässt sich in zwei Bereiche aufteilen: Die benötigten Funktionen der Peripherie und die zu übertragenden Signale werden per System Configuration Description Language (SCL) beschrieben. Zur Erstellung dieser funktionalen Beschreibung steht am Markt erhältliche Software zur Verfügung. Dabei kann die Datenmodellierung direkt anhand der projektspezifischen Bezeichnungen und Funktionen (Flexible Product Naming) erfolgen. Durch die Verwendung herstellerunabhängiger Software und des Flexible Product Naming ist der Betreiber in der Lage, die Modellierung selbst durchzuführen.
Eine Alternative bietet die herstellerspezifische Gerätekonfiguration, die IED-Konfiguration (Intelligent Electronic Device). Das Axioline-System erlaubt hier zwei verschiedene Vorgehensweisen. Stationen mit einer geringen Anzahl an IO lassen sich über das User Interface (UI) des integrierten Webservers parametrieren. Handelt es sich um eine Vielzahl von Geräten, erfolgt die Parametrierung mittels gerätebezogener Textdateien zeitsparend über das Netzwerk. Die Textdateien ­können via File Transfer Protocol (FTP) auf die Geräte übertragen werden.

Direkte Kommunikation über das „GOOSE“-Protokoll
Die automatische Umschalteinrichtung in den Niederspannungsschaltanlagen dient dem schnellstmöglichen Umschalten einer fehlerbehafteten Einspeisung auf eine andere Sammelschiene. 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 IED der Einspeisefelder. Eigene Meldungen leitet die Umschalteinrichtung via Reporting – unter Nutzung des Manufacturing Messaging Specification (MMS)-Protokolls – an die Kraftwerksleittechnik weiter. Dabei kann es sich beispielsweise 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 (Bild 3).

Von der individuellen Anforderung zur Gesamtlösung
Für die sichere und zuverlässige Eigenbedarfsversorgung des Kraftwerks erweist sich eine stabile und sichere Anbindung der Kraftwerksleittechnik als unerlässlich. Die zukunftsgerichtete Technologie IEC 61850 bietet dafür die Basis. Phoenix Contact stellt hier einheitliche Konzepte inklusive Engineering und Inbetriebnahme zur Verfügung, die den Standard unterstützen. Außerdem werden Komplettsysteme geplant und errichtet. Die langjährige Erfahrung der Branchenexperten sowie innovative Produkte erlauben die Umsetzung der optimalen Lösung. Das belegen zahlreiche sowohl im In- als auch Ausland realisierte Projekte. (ih)

Matthias Eder ist Projektingenieur Kraftwerke – IEC 61850 bei der Phoenix Contact Electronics GmbH in Bad Pyrmont. meder@phoenixcontact.com

Matthias Eder ist Projektingenieur Kraftwerke – IEC 61850 bei der Phoenix Contact Electronics GmbH in Bad Pyrmont. meder@phoenixcontact.com

Stefan Paul ist Projektleiter Kraftwerke International bei der Phoenix Contact Deutschland GmbH in Blomberg. stefan.paul@phoenixcontact.com

Stefan Paul ist Projektleiter Kraftwerke International bei der Phoenix Contact Deutschland GmbH in Blomberg. stefan.paul@phoenixcontact.com