Viele Länder haben sich ehrgeizige Ziele in puncto CO2-Neutralität gesetzt – einige wollen ihre Ziele sogar bis zum Jahr 2025 umsetzen. Dies erfordert einen raschen Wandel. Eine bedeutende Rolle spielt dabei elektrische Energie, da sie mit einem geringen CO2-Fußabdruck erzeugt und verteilt werden kann. Allerdings wird die Stromerzeugung und -verteilung mit steigendem Anteil erneuerbarer Energien und einer breiteren Nutzung von Batteriespeichersystemen (BESS) zunehmend komplexer und unvorhersehbarer. Um den damit verbundenen bidirektionalen Energiefluss zu ermöglichen und trotzdem die notwendige Zuverlässigkeit zu gewährleisten, muss das Netz flexibler und verbraucherfreundlicher werden. Dies erfordert einen Wandel, der um einiges schneller vonstattengehen muss, als es zurzeit der Fall ist. Doch wie kann man dies beschleunigen und gleichzeitig die Robustheit und Zuverlässigkeit erhöhen, während sich das Stromnetz weiterentwickelt? In diesem Zusammenhang spielen Mittelspannungsschaltanlagen, die die Hochspannung vom Übertragungsnetz zur Verteilung an die Verbraucher heruntertransformieren, eine ebenso bedeutende Rolle wie die verwendete Schutz- und Steuerungstechnologie (P&C). Bisher beherrschten vorwiegend mikroprozessorbasierte Steuerrelais die Schutzsysteme in Schaltanlagen, doch das CPC-Konzept (Centralized Protection and Control) bietet nun eine neue Möglichkeit in Form einer digitalen, softwareorientierten Lösung, die alle P&C-Funktionen in einem einzigen CPC-Gerät bündelt und den Informationsfluss zwischen verschiedenen Komponenten, Schaltfeldern, Schaltanlagen und dem zuständigen Bedienpersonal in der Schaltanlagenumgebung über Kommunikationsnetze ermöglicht. Nach der erfolgreichen Einführung des CPC-Produkts ABB Ability Smart Substation Control and Protection für elektrische Anlagen SSC600 im Jahr 2018 ist ABB noch einen Schritt weiter gegangen und hat 2023 mit SSC600 SW eine ‚virtualisierte‘ CPC-Lösung auf den Markt gebracht, bei der die Software von der Hardware entkoppelt ist. Die ‚virtualisierte‘ Umgebung ist von der zugrunde liegenden Plattform losgelöst und von den auf der Plattform laufenden Anwendungen isoliert. Neuheiten wie diese können dabei helfen, die notwendigen
P&C-Funktionen in Schaltanlagen mit der erforderlichen Flexibilität zu überschaubaren Kosten zu realisieren, um letztendlich die Anforderungen an das Netz in puncto Versorgungssicherheit und Resilienz zu erfüllen.
Gefragt: Resilienz und Flexibilität
Traditionell geht es bei der Resilienz um die Erhaltung des Gleichgewichts im Netz und den Schutz vor Störungen – also die Fähigkeit des Netzes, seine Funktionsfähigkeit bei einem Ereignis aufrechtzuerhalten bzw. schnell wiederherzustellen. Daneben steht die Versorgungssicherheit – die Fähigkeit, Strom in der von den Verbrauchern benötigten Qualität und Menge bereitzustellen. Mittlerweile wird der Begriff der Netzresilienz breiter gefasst – als ein komplexer Prozess, der sich über mehrere Ebenen erstreckt und veränderlich ist – mit einem fließenden Übergang zwischen Funktion und Versagen. Die Fähigkeit zur Anpassung an Veränderungen ist hier entscheidend. Resilienz bestimmt und begrenzt auch die maximale Geschwindigkeit eines systemischen Wandels. Neue Technologien wie 5G, virtualisiertes Echtzeit-Computing usw. können mit dem Netz verknüpft werden – aber nur, wenn dadurch die Resilienz der kritischen Infrastruktur nicht beeinträchtigt wird. Und da auch das Thema Cybersicherheit an Bedeutung gewinnt, muss eine entsprechende Möglichkeit gegeben sein, das System anzupassen und zu aktualisieren. Außerdem sind Plattformen erforderlich, die den Betrieb auch während eines Updates fortsetzen. Die Technologien zur Realisierung solcher Plattformen wie maschinelles Lernen (ML), künstliche Intelligenz (KI), 5G und virtualisiertes Echtzeit-Computing stehen jetzt erstmalig zur Verfügung. Benötigt wird ein komplettes CPC-System, das solche fundamentalen Veränderungen beinhaltet oder unterstützt, wobei die Integration dieser Technologien sorgfältig geplant werden muss.
Von CPC zum virtualisierten Ansatz
Im Laufe der Jahre hat sich der Schutz elektrischer Systeme von elektromechanischen Mechanismen zu mikroprozessorgesteuerten intelligenten elektronischen Schutzgeräten (IEDs) weiterentwickelt. Kommunikation ist eine wichtige Voraussetzung für die Entwicklung eines flexibleren, vernetzten und intelligenten Stromversorgungssystems. Die im Jahr 2004 erschienene Norm IEC 61850 treibt nicht nur entsprechende Veränderungen voran, sondern fördert auch das Interesse an CPC-Systemen. So hat ABB im Jahr 2018 das Smart Substation Protection and Control SSC600 zusammen mit neuen Engineering-Tools für den Support auf den Markt gebracht. Beim CPC-Konzept wird die P&C-Funktionalität von mehreren auf der Feldebene installierten Geräten auf eine einzige zentrale Verarbeitungseinheit innerhalb der Schaltanlage verlagert, lediglich die Funktionalität der Prozessschnittstellen verbleibt in sogenannten Merging Units (MUs) auf der Feldebene. Ein SSC600-Gerät kann die Aufgaben von bis zu 30 Schutzrelais übernehmen. Die Vorteile sind eine verbesserte Funktionalität und reduzierte Gesamtlebenszykluskosten (bis zu 15 Prozent), wovon Energieversorgungsunternehmen (EVUs) und Stromkunden gleichermaßen profitieren. Nun wurde das CPC-Konzept zu einem virtualisierten Ansatz (Virtualized Protection and Control, VPC) weiterentwickelt. Virtualisierung bedeutet hier die Erstellung eines abstrakten Abbildes einer traditionellen P&C-Lösung auf einem physischen Host (einer robusten Computerhardware) mithilfe von Software. Damit ist die Schutzanwendung nicht mehr an ein bestimmtes zentralisiertes Gerät gebunden, sondern ist ein Software-Image, das unabhängig auf unterschiedlichen industriellen Serverarchitekturen in verschiedenen Umgebungen implementiert werden kann. ABB hat im Jahr 2023 mit dem SSC600 SW, einer virtualisierten Version des SSC600, die weltweit erste VPC-Lösung vorgestellt. Das Ziel war es, die gleiche Zuverlässigkeit wie bei einem CPC-System zu erreichen, aber mit einer höheren Effizienz und weiter reduzierten Lebenszykluskosten.
IEC-Normen als Wegbereiter für CPC und VPC
Auch wenn sich die grundlegenden Funktionen von Schaltanlagen seit Jahren nicht verändert haben, befinden sich die Datenverarbeitung und Kommunikation in einem ständigen Fluss, was zur Entstehung wichtiger technischer Voraussetzungen für CPC-Systeme geführt hat. So ermöglicht die IEC 61850 die schnelle und standardisierte Ethernet-basierte Kommunikation in Schaltanlagen. Mit dem Stationsbus, der in der IEC 61850-8-1 definiert ist, kann auf Kupferleitungen zwischen numerischen Schutzrelais auf horizontaler Ebene, d. h. zur Kommunikation zwischen Relais, verzichtet werden. Der in der IEC 61850-9-2 definierte Prozessbus erlaubt die Übertragung digitalisierter Informationen von Messwandlern oder Sensoren an andere Relais bzw. CPC-Einheiten und ermöglicht somit eine Verschiebung der P&C-Funktionen zwischen verschiedenen Relais bzw. CPC-Einheiten auf der Schaltanlagenebene. Ein weiterer wichtiger Wegbereiter ist die in der IEC 61869-13 definierte MU, die die Schnittstelle zwischen den Messwandlern und einem Relais bzw. einer CPC-Einheit bildet. MUs wandeln analoge Messgrößen von Strom-/Messwandlern, energiearmen Sensoren und binäre Informationen in zeitsynchronisierte digitale Daten um und ermöglichen so die Datenkommunikation über die logischen Schnittstellen. Die IEC 61850-9-2LE bzw. IEC 61869-9 definiert eine Abtastfrequenz von 4kHz (für 50Hz-Netze) bzw. 4,8kHz (für 60Hz-Netze) für Rohmesswerte, die an Netzteilnehmer übermittelt werden. Die MU kann zudem I/Os (Eingaben/Ausgaben) zur Handhabung abzweigbasierter digitaler Signale bereitstellen, den digitalen Zustand von Primärgeräten wie Leistungsschaltern, Trennschaltern und Erdungsschaltern an Netzgeräte kommunizieren und Auslöse- bzw. Ein- und Ausschaltsignale von einer externen Einheit über den IEC 61850-8-1-Stationsbus empfangen. Dank Ethernet-basierter Technologie und der IEC 61850 kann eine Zeitsynchronisierung mit einer Genauigkeit von 1µs erreicht werden. Dazu ist in jeder Schaltanlage eine GPS- oder gleichwertige Ressource gemäß IEEE 1588v2 und IEC 61850-9-3 erforderlich. Ein hochverfügbares und zuverlässiges Kommunikationsnetzwerk ist eine weitere Voraussetzung für jede Architektur, in der ein CPC-/VPC-System zum Einsatz kommt. Um diese zeitkritische Anforderung zu erfüllen, verlangt die IEC 61850 die Anwendung der IEC 62439-3, die die beiden Protokolle PRP (Parallel Redundancy Protocol) und HSR (High-Availability Seamless Redundancy) definiert. Beides sind sogenannte Zero-Recovery-Time-Protokolle, das heißt, dass bei Ausfall einer Verbindung im Netzwerk keine Pakete verloren gehen – eine entscheidende Voraussetzung für CPC in Schaltanlagen.
