Umfassendes Automatisierungssystem für Umspannwerke auf Basis von Feldbus CAN Chen San-bao1, Qiu Ai-bing2 (Technische und Ingenieurwissenschaftliche Universität Wuhan, Wuhan, Hubei, 430063) Zusammenfassung: Anhand der Beschreibung eines umfassenden Automatisierungssystems und eines Feldbusses für Umspannwerke sowie eines praktischen Beispiels werden die grundlegenden Funktionen und Merkmale eines auf fortschrittlicher Feldbustechnologie basierenden Umspannwerk-Automatisierungssystems vorgestellt. Es wird zudem erörtert, dass die Feldbustechnologie den Trend für umfassende Automatisierungssysteme und sogar die Automatisierung von Energiesystemen darstellt und für die Planung von Anlagen nützlich ist. Schlüsselwörter: Umfassende Umspannwerksautomatisierung, Automatisierung von Energiesystemen, Feldbus CAN, Überwachtes Steuerungssystem Einleitung Energiesysteme stellen hohe Anforderungen an Sicherheit und Zuverlässigkeit. Um einen sicheren und zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten, müssen die Steuerung, der Betrieb und die Verwaltung des Energiesystems automatisiert werden. Mit der zunehmenden Automatisierung von Energiesystemen, der kontinuierlichen Verbesserung der Feldbustechnologie und dem Bedarf an Personalreduzierung und Effizienzsteigerung hat sich die umfassende Automatisierung von Umspannwerken zur Erzielung eines unbemannten Betriebs zu einem Entwicklungstrend in der Energiesystemautomatisierung entwickelt. Durch den Einsatz von Hochleistungsmikrocontrollern, Feldbustechnologie, Echtzeit-Multitasking-Betriebssystemen und anderen fortschrittlichen Technologien, die der modernen industriellen Steuerungstechnik entsprechen, lassen sich heute umfassende Automatisierungsfunktionen für Mittel- und Niederspannungs-Übertragungs- und -Verteilungsleitungen sowie deren Hauptanlagen realisieren. Darüber hinaus können Schutz, Überwachung, Steuerung und Kommunikation integriert werden. Die Systeme lassen sich zu einem umfassenden Automatisierungssystem vernetzen oder unabhängig betreiben und eignen sich sowohl für bemannte als auch für unbemannte Betriebsabläufe. Bekanntermaßen liegt der Schlüssel zur umfassenden Automatisierung von Umspannwerken in der schnellen und präzisen Übertragung großer Mengen an Felddaten in Echtzeit an die Überwachungszentrale sowie in der genauen Übermittlung der von der Überwachungszentrale ausgegebenen Steuerbefehle an die Steuereinheiten, um rechtzeitig Maßnahmen zur Verhinderung von Störungen zu ergreifen. Dies erfordert zuverlässige Kommunikationsgarantien für das umfassende Automatisierungssystem des Umspannwerks. Mit der weitverbreiteten Anwendung der Feldbustechnologie in der Energiesystemautomatisierung konnten Kommunikationsprobleme in integrierten Automatisierungssystemen von Umspannwerken effektiv gelöst werden. 2. Integriertes Automatisierungssystem für Umspannwerke 2.1 Aufbau eines integrierten Automatisierungssystems für Umspannwerke Die typische Struktur eines integrierten Automatisierungssystems für Umspannwerke ist in der Abbildung dargestellt: Ein integriertes Automatisierungssystem für Umspannwerke ist im Allgemeinen ein computergestütztes Überwachungssystem, bestehend aus einer Stationssteuerungsebene, einer Kommunikationsmanagementebene und einer Feldebene. Es ist dezentral aufgebaut. Die Ausrüstung ist in die Stationssteuerungsebene, die Kommunikationsmanagementebene und die Feldebene unterteilt. Die Feldebene ist prinzipiell nach den primären Betriebsmitteln organisiert. Jedes Gerät der Feldebene umfasst Basisfunktionen wie Messung, Steuerung, Schutz, Signalisierung, Kommunikation und Wellenformaufzeichnung und erfüllt darüber hinaus spezifische Funktionen. Das System ermöglicht den Informationsaustausch und die Integration von Schutz- und Überwachungsfunktionen, wodurch Sekundärkreise deutlich vereinfacht und Systeminvestitionen eingespart werden. Da die Geräte der Feldebene in der Nähe der Schaltanlagen oder der primären Betriebsmittel platziert werden können, wird die Fläche des Hauptleitstands erheblich reduziert, Steuerkabel werden eingespart und die Zuverlässigkeit und Skalierbarkeit des Gesamtsystems werden deutlich verbessert. Aufgrund der Vielfalt der Kommunikationsprotokolle der verschiedenen Geräte auf Feldebene kann ein Front-End-Prozessor (Kommunikationsmanagementgerät) hinzugefügt werden, um die Datenverbindung zwischen den Geräten herzustellen. Dieser Front-End-Prozessor übernimmt die Kommunikationssteuerung und Protokollkonvertierung und ermöglicht so Funktionen wie Empfang, Übertragung und Protokollkonvertierung. Das Kommunikationsprotokoll basiert auf Industriestandards der Energiewirtschaft und ermöglicht die Verbindung von Geräten verschiedener Hersteller. Es nutzt das Global Positioning System (GPS) zur Unterstützung von Hardware-Zeitsynchronisationsnetzwerken, wodurch der Bedarf an Verbindungen zwischen GPS und Geräten reduziert und gleichzeitig die Genauigkeit der Zeitsynchronisation gewährleistet wird. Die Hardware ist modular aufgebaut und unterstützt verschiedene Kommunikationsschnittstellen, darunter Ethernet, serielle Schnittstellen und erweiterbare Feldbusschnittstellen. Die Software umfasst eine Protokollbibliothek zur Unterstützung verschiedener Standard-Kommunikationsschnittstellen wie RS-232, RS-485, LONWORKS und Standard-Netzwerkprotokolle (TCP/IP) und bietet somit eine hervorragende Skalierbarkeit von Software und Hardware. Die Stationssteuerungsschicht umfasst einen Datenbankserver, einen Webserver, Bedien-, Wartungs- und Überwachungsarbeitsplätze. 2.2 Funktionen des integrierten Stationsautomatisierungssystems. Am Beispiel eines 110-kV-Umspannwerks wurde, basierend auf den Gesamtanforderungen des Primärsystems der Hochspannungsversorgung, das integrierte Stationsautomatisierungssystem CL2000 ausgewählt. Im Folgenden werden die Erfahrungen mit diesem System in einem Stationsüberwachungssystem unter Einbeziehung praktischer Erkenntnisse vorgestellt. Das integrierte Stationsautomatisierungssystem besteht aus dem Mikrocomputer-Leitungsschutzgerät WXH-322A/01, dem Mikrocomputer-Transformatorschutzgerät der Serie WBH-90, dem Transformatorgehäuseschutzgerät ZBH-91A/05, dem Mikrocomputer-Transformator-Backup-Schutzgerät WBH-92A/02, dem Mikrocomputer-Busdifferenzialschutzgerät WMC-31A03, dem Mikrocomputer-Anlagenstromschutzgerät WBH-93A/02, dem Mikrocomputer-Backup-Stromumschalter WBT-31A/01, dem Mikrocontroller SAB-C167CR (Hersteller: Siemens), einem Arbeitsplatzrechner und der entsprechenden Ausrüstung. Die Schutzgeräte der CL2000-Serie für integrierte Stationsautomatisierung verfügen über allgemeine Hauptfunktionen wie die Fernsteuerung von Schalteranzahländerungen, analoge Spannungs- und Stromeingänge, Fernsteuerung von Leistungsschalteranschlüssen, Impulsakkumulation, Fernsteuerungs-Ereignis- und Sequenzaufzeichnung (SOE), Logikblockierung usw. Das Mikrocomputer-Leitungsschutzgerät WXH-322A/01 ist in Multi-CPU-Parallelbauweise ausgeführt. Distanzschutz, Nullstromschutz, Wellenformaufzeichnung und Distanzmessung werden von separaten CPUs realisiert. Jede CPU ist elektrisch und strukturell unabhängig und weist keine Abhängigkeiten auf. Folgende Funktionen werden realisiert: (1) Schutzfunktionen: a) Dreistufiger Phasen-zu-Phasen-Distanzschutz; b) Dreistufiger Erdschluss-Distanzschutz; c) Vierstufiger Nullstrom-Richtungsschutz; d) Fehlerortung; e) Schwingungsblockierung; f) Dreistufiger Rück- und Unterspannungs-Überstromschutz; g) Nullspannungserkennung, Synchronisationserkennung, dreiphasige Einzelwiedereinschaltung, manuelle Synchronisationsschließung. h) Schutz vor Unterfrequenz- und Niederspannungs-Lastabwurf; i) Überlastschutz oder -alarm; j) PT-Trennalarm. (2) Messfunktionen: a) Erfassung und Messung von Spannung, Dreiphasen- oder Zweiphasenstrom, Berechnung von Wirkleistung, Blindleistung und Leistungsfaktor; b) Frequenzmessung mit 72 adaptiven Abtastpunkten pro Zyklus; c) Verwendung von 12-Kanal-Schaltungen; d) Verwendung von 4-Kanal-Impulsen (positive und negative Impulse zulässig); e) Fern- und Lokalbetrieb. 3. Kommunikationsfunktionen mittels Feldbustechnologie: Die Kommunikationsfunktion ist eines der wichtigsten Merkmale, das die integrierte Automatisierung von konventionellen Stationen unterscheidet. Das Kommunikationsnetzwerk ermöglicht den vollständigen Informationsaustausch innerhalb des Umspannwerks und mit externen Informationssystemen über die Kommunikationsschnittstelle und spart gleichzeitig viel Kabel. Der Aufbau eines schnellen, stabilen und zuverlässigen Kommunikationsnetzwerks ist eine Grundvoraussetzung für Umspannwerksautomatisierungssysteme und eine Grundvoraussetzung für den Betrieb und die Verwaltung von Stromversorgungssystemen. In den letzten Jahren wurden mit der kontinuierlichen Entwicklung der Energieautomatisierung in meinem Land auch die Kommunikationsmethoden von Stromversorgungssystemen kontinuierlich verbessert. Die Feldbustechnologie ist aufgrund ihrer einfachen Vernetzung und hohen Störfestigkeit weit verbreitet. Es existieren zahlreiche Feldbusstandards, wobei LONWORKS und CAN-Bus in der Energieautomation am häufigsten eingesetzt werden. Die Kommunikationsrate des LONWORKS-Busses beträgt 78 kbit/s bzw. 1,25 Mbit/s, die des CAN-Busses 1 Mbit/s. Der CAN-Bus ist ein serielles Kommunikationsnetzwerk, das verteilte und Echtzeitsteuerung effektiv unterstützt. Er ist ein Multi-Master-Bus mit einer Kommunikationsrate von bis zu 1 Mbit/s[1]. Er verfügt über einen Mechanismus zur Busarbitrierung mit Prioritätspräemption, eine hohe Kommunikationsrate, die automatische Neuübertragung fehlerhafter Frames, die automatische Isolierung permanenter Fehler und beeinträchtigt den normalen Betrieb des gesamten Netzwerks nicht. Er zeichnet sich durch hohe Zuverlässigkeit, ein einfaches Protokoll, starke Offenheit, flexible Vernetzung und geringe Kosten aus. Er bietet eine offene, vollständig verteilte und interoperable Kommunikationsplattform für die Energieautomation. Die Hauptmerkmale des CAN-Busses sind: (1) CAN arbeitet im Multi-Master-Modus. Jeder Knoten im Netzwerk kann jederzeit aktiv Informationen an andere Knoten senden, ohne zwischen Master und Slave zu unterscheiden. Die Kommunikationsmethode ist flexibel und benötigt keine Knoteninformationen wie die Stationsadresse. (2) CAN verwendet eine kurze Frame-Struktur mit maximal 8 Byte Daten. Dies erfüllt nicht nur die allgemeinen Anforderungen für die Übertragung von Steuerbefehlen, Betriebszuständen und Messdaten im Steuerungsbereich, sondern gewährleistet auch die Echtzeitfähigkeit der Kommunikation. Die Knoteninformationen im CAN-Netzwerk sind in verschiedene Prioritätsstufen unterteilt, um unterschiedlichen Echtzeitanforderungen gerecht zu werden. Informationen mit hoher Priorität können innerhalb von 134 µs übertragen werden. (3) CAN verwendet eine zerstörungsfreie Bus-Arbitrierungstechnologie. Wenn mehrere Knoten gleichzeitig Informationen an den Bus senden, beendet der Knoten mit der niedrigeren Priorität aktiv das Senden, während der Knoten mit der höheren Priorität weiterhin Daten senden kann, ohne beeinträchtigt zu werden. Dadurch wird die Buskonfliktzeit erheblich reduziert. Die direkte Übertragungsdistanz von CAN beträgt bis zu 10 km/5 kbit/s, und die Kommunikationsrate kann bis zu 1 Mbit/s/40 m erreichen. Es können bis zu 110 Geräte angeschlossen werden. CAN-Knoten verfügen über eine automatische Abschaltfunktion bei Fehlern, um den Betrieb anderer Knoten im Bus nicht zu beeinträchtigen. Die Feldebene des Systems besteht hauptsächlich aus Schutz- und Mess- und Steuereinheiten. Jede Mess- und Steuereinheit überwacht mehrere Ein- und Ausgänge mittels eines modernen CAN-Feldbusses. Die Feldkommunikation erfolgt über verdrillte Zweidrahtleitungen mit einer Busgeschwindigkeit von 1 Mbit/s und bietet somit Geschwindigkeit, Zuverlässigkeit, Komfort und Flexibilität. Das Kommunikationsprotokoll unterstützt das IEC-60870-5-101-Format und überwindet damit die Einschränkung von RS485-Netzwerken, die nur einen Master-Knoten zulassen und kein mehrfach redundantes System bilden können. Dies führt zu einem hohen Kosten-Nutzen-Verhältnis. Darüber hinaus ermöglicht der Einsatz von zwei CAN-Feldbussen regelmäßige Backup-CAN-Prüfungen und verbessert so die Redundanz des internen Netzwerks. Die Stationssteuerungsebene verwendet eine duale 10-Mbit/s-Ethernet-Struktur mit verdrillten Zweidrahtleitungen (zur Gewährleistung der Echtzeitübertragung der internen Kommunikationsnetzwerke innerhalb des Stationsautomatisierungssystems) und besteht aus zwei Servern. Die Stationssteuerungsschicht bietet dem Bediener Überwachungs-, Steuerungs- und Managementfunktionen für das gesamte Anlagensystem und zeichnet sich durch eine benutzerfreundliche Oberfläche aus. Dank Komponententechnologie sind die Softwarefunktionen sofort einsatzbereit („Plug-and-Play“) und erfüllen somit effektiv die Anforderungen elektrischer Überwachungssysteme. Das Softwaresystem ist modular aufgebaut und bietet hohe Offenheit. Als Betriebssystem für die Stationssteuerungsschicht kann Windows 2000/NT verwendet werden, die Datenbank basiert auf SQL Server. Zu den Hauptfunktionsmodulen der Software gehören Frontend, Datenbankgenerator, Datenbankkonfiguration, Berichtsverwaltung, Alarminformationen, Kurven, Balkendiagramme, Aktionsalarme, SOE (Sequential Output Recording), Störungsverfolgung, Wellenformanalyse, Mensch-Maschine-Schnittstelle, automatische Zählerablesung, Geräteverwaltung, Sollwertverwaltung, Online-Gerätediagnose und Systemkonfiguration. Das elektrische Überwachungssystem stellt Schnittstellentreiber für Fehlermeldesysteme, Leitstellen auf allen Ebenen, Leistungsmesssysteme und die Kommunikation im Gleichstromsystem bereit. Zusammenfassend umfassen die Hauptfunktionen des Systems: Echtzeit-Datenerfassung und -verarbeitung, Datenbankaufbau und -pflege, Steuerung, synchrone Erkennung, Alarmverarbeitung, sequentielle Ausgabeprotokollierung (SOE), Unfallverfolgung, Bildschirmgenerierung und -anzeige, Online-Berechnung und -Tabellierung, Energieverarbeitung, Fernsteuerungsfunktion, elektrische „Fünf-Schutzfunktionen“ (Brandschutz, elektrische Sicherheit und Luftschutz), Taktsynchronisation, Mensch-Maschine-Schnittstelle, System-Selbstdiagnose und -Wiederherstellung, Schnittstelle zu anderen intelligenten Geräten sowie Betriebsmanagementfunktionen. 4. Der Mikroprozessor SAB-C167CR dieses Systems zeichnet sich durch eine Datenverarbeitungsgeschwindigkeit von bis zu 10 MHz aus und ist in der Lage, alle Mess-, Steuerungs- und Kommunikationsfunktionen auszuführen. Seine Hauptcharakteristik ist die große Anzahl an Aufgaben und deren komplexe Koordination. Um die Koordination und Funktionserweiterung zu erleichtern, verwendet die CPU-Software ein Echtzeitbetriebssystem (RTOS) zur Optimierung und Zuweisung von CPU-Zeiten und -Ressourcen, wodurch die Echtzeitfähigkeit und Zuverlässigkeit des Programms gewährleistet werden. Ressourcenmanagement, Aufgabenplanung und Ausnahmebehandlung erfolgen aufgabenbezogen. Das RTOS-Managementsystem teilt die CPU-Zeit rational nach Dringlichkeit der Datenverarbeitung zu und optimiert Timing und Time-Sharing-Ausführung, um Leerlauf und Überlastung zu vermeiden. Jeder Verarbeitungsschritt besteht aus mehreren Tasks mit unterschiedlichen Prioritätsstufen. Ein präemptiver Betrieb gewährleistet effektiv die Echtzeitfähigkeit der Task-Ausführung. Ein zentrales Merkmal dieser Softwarearchitektur ist die echte Modularität des Programms: Jeder Task wird unabhängig programmiert und beeinflusst keine anderen Tasks. Das Hinzufügen, Entfernen und Planen von Tasks ist sehr einfach. Der Softwareentwurf ist in zwei Teile gegliedert: Zum einen die Software des Mikroprozessors SAB-C167CR, einschließlich CAN-Bus-Datenübertragung mit Feldgeräten und Datenkommunikation mit dem Host-Computer (USB-Schnittstelle für komfortable Feldnutzung, Plug-and-Play, einfache PC-Wartung und -Upgrades, erfüllt die Datenkommunikationsanforderungen von Umspannwerken); zum anderen die Software des Host-Computers. Dieser Teil des Host-Computer-Softwareentwurfs ist komplexer. Bei Verwendung einer objektorientierten Programmiersprache kann ActiveX-Steuerelement zur Implementierung der Datenkommunikation eingesetzt werden. Für die Softwareentwicklung von Mikroprozessor und Host-Computer ist das Programmdesign unter Berücksichtigung zukünftiger Änderungen der Anlagenstruktur auf Feldebene und des Hardware-Upgrade-Bedarfs in zwei Schichten unterteilt: Die untere Schicht ist für den Datenempfang und die Datenübertragung zuständig, die obere Schicht für das Packen und Entpacken von Datenrahmen sowie die Protokollinterpretation. 5. Fazit: Mit der Entwicklung der Feldbustechnologie und der zunehmenden Mikrocomputerisierung elektrischer Anlagen wurde eine technische Grundlage für die digitale Realisierung von Automatisierungssystemen in Umspannwerken geschaffen. Diese Systeme sollten offen sein und die Interoperabilität (Austauschbarkeit) von Geräten verschiedener Hersteller gewährleisten. Daher ist der Einsatz der Feldbustechnologie für die Entwicklung integrierter Umspannwerksautomatisierung unerlässlich. Die Feldbustechnologie löst das Kommunikationsproblem integrierter Umspannwerksautomatisierungssysteme und gewährleistet Geschwindigkeit, Qualität und Störfestigkeit der Datenkommunikation. Dadurch wird die effektive Implementierung der integrierten Umspannwerksautomatisierungstechnologie sichergestellt. Literatur: 1. Wu Kuanming. CAN-Bus-Prinzipien und Anwendungssystemdesign. Peking: Beijing University of Aeronautics and Astronautics Press, 1996. 2. Min Tao, Huang Bing. Entwurf eines intelligenten Mess- und Steuergeräts für ein Umspannwerksautomatisierungssystem. Journal of Electric Power System and Automation. 2003[6]: 87-90 3. Li Juan. Anwendung von Feldbussen in integrierten Automatisierungssystemen für Kohlebergwerks-Umspannwerke. Chongqing: Electrical Engineering Technology, 2004[5]: 2-3 4. Technisches Handbuch für die Geräte der Serie CL2000 für integrierte Umspannwerksautomatisierungssysteme. Harbin Guangyu Electric Automation Co., Ltd.