Schaltanlagen-Retrofit

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2 Schaltanlagen- Retrofit Modernisierung des Umspannwerks Sils mit IEC Technik Marcel Lenzin Die Einführung der Norm IEC markierte eine Revolution im Hinblick auf die Integrations- und Kommunikationsanforderungen von Schaltanlagen. Energieversorgungsunternehmen (EVUs) in aller Welt übernahmen schnell diesen Standard, der ein hohes Maß an Interoperabilität zwischen Geräten (selbst von unterschiedlichen Herstellern) ermöglicht und fortschrittliche Kommunikationsmöglichkeiten bietet. Neben seiner Bedeutung für neue Anlagen sind viele EVUs bestrebt, den Standard im Rahmen von Modernisierungsprojekten auch in vorhandenen Schaltanlagen umzusetzen. D er Schweizer Energieversorger Kraftwerke Hinterrhein AG (KHR) betreibt eine luftisolierte 380/220-kV-Schaltanlage in Sils. Dieses Umspannwerk stellt einen wichtigen Knotenpunkt im Schweizer Übertragungsnetz dar, das wiederum dem Europäischen UCTE-Verbundnetz angehört. Grund für die Modernisierung war die Tatsache, dass die gesamte Sekundärinfrastruktur und Teile der Primärtechnik der 380-kV-Anlage das Ende ihres Lebenszyklus erreicht hatten. Die KHR entschloss sich, den größten Teil der Sekundärtechnik zu erneuern und den größten Teil der Primär technik zu erhalten. Da der Lebenszyklus der Sekundärtechnik typischerweise nur halb so lang ist wie der der Primärtechnik, ist ein solcher Retrofit in Industrieländern nichts Ungewöhnliches. Um sicherzustellen, dass durch die Investitionen die Anforderungen der nächsten 10 bis 15 Jahre gedeckt werden, entschied sich die KHR dafür, die Sekundärtechnik entsprechend der neuen Norm IEC auszuführen. Die Retrofit-Herausforderung Retrofit-Projekte sind naturgemäß anspruchsvoller als Neubauprojekte. Die alten und neuen Teile müssen miteinander kompatibel sein, und während der Übergangsphase muss der Betrieb der Schaltanlage gewährleistet sein 1. Abschaltungen sind nur zulässig, wenn es keine andere Möglichkeit gibt, und ihre Dauer muss so kurz wie möglich gehalten werden. Schließlich darf der Betrieb des gesamten Übertragungsnetzes durch die Arbeiten nicht beeinträchtigt werden. Projektteams müssen daher sorgfältig analysieren und sich ein detailliertes Wissen über das bestehende System aneignen. Die Lösung auf Basis der IEC Die Sekundärtechnik einer Schaltanlage hat zwei Aufgaben: Sie steuert die Primärtechnik und schützt diese vor Schäden durch elektrische Störungen. Diese Funktionen werden mithilfe sogenannter intelligenter elektronischer Geräte (Intelligent Electronic Devices, IEDs) realisiert. Ein IED besitzt eine E/A-Verbindung (Eingabe/Aus- Schaltanlagen-Retrofit 67

3 1 Während des Retrofits muss der kommerzielle Betrieb der Schaltanlage gewährleistet bleiben. 2 Leitstelle des Umspannwerks in Sils Retrofit-Projekte sind naturgemäß anspruchsvoller als Neubauprojekte. Die alten und neuen Teile müssen miteinander kompatibel sein, und während der Übergangsphase muss der Betrieb der Schaltanlage gewährleistet sein. gabe) zur Primärtechnik und steuert entweder ein Schaltfeld oder einen Teil eines Schaltfelds. Die Schutzfunktionen richten sich nach der Art des Schaltfelds (Transformator, Leitung, Kuppelschalter usw.) In ihrer Rolle als Steuerelemente sind IEDs verantwortlich für die Steuer- und Verriegelungsfunktionen. Sie sorgen dafür, dass ein Primärgerät nur dann betrieben werden kann, wenn bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind. In ihrer Rolle als Schutzelemente überwachen sie kontinuierlich das elektrische Verhalten der Anlage (auf der Grundlage von Spannungs- und Strommessungen). Wird ein Fehler erkannt, der zu einer Beschädigung der Primartechnik führen könnte, müssen die erforderlichen Teile der Anlage abgeschaltet und die fehlerhafte Ausrüstung isoliert werden. Über den IEC Bus werden entsprechende Alarme übertragen, um das zentrale Leitsystem zu informieren. Der Kommunikationsbus verbindet die IEDs mit dem Stationsleitsystem, von dem aus die gesamte Anlage bedient und überwacht werden kann. Da eine solche Schaltanlage oder Unterstation nur einen Knoten innerhalb eines Stromnetzes darstellt, müssen die Stationsinformationen gebündelt und an ein Netzleitzentrum übermittelt werden, das typischerweise viele Kilometer entfernt liegt 2. Je nach Netzbetriebsführungskonzept kann auch eine Steuerung der Primärtechnik vom Netzleitzentrum aus möglich sein. Die Schnittstelle zu einer entfernten Leitstelle ist durch ein Gateway realisiert. Im Umspannwerk in Sils wurden für die Steuerungs- und Schutzfunktionen IEDs der ABB Relion 670-Serie verwendet. Häufig möchten EVUs, dass Geräte von verschiedenen Anbietern parallel installiert werden, um eine Reserve zu haben. In Sils wurden die Schutzgeräte für diesen Zweck von einem Drittanbieter bereitgestellt und mithilfe der Norm IEC vollständig inte griert. Diese Integrationsfähigkeit ist eine der Hauptstärken der IEC Die Funktionalität der IEDs wurde so ausgelegt, dass nicht nur die Anforderungen der vorhandenen Ausrüstung erfüllt wurden, sondern auch die Vorteile neuerer Technologien wie dem GOOSE 1 -Protokoll für die Kommunikation zwischen Schaltfeldern genutzt werden können. Sämtliche IEDs sind mit dem IEC Kommunikationsbus verbunden 3. Dieser ist in mehrere physische Ringe unter teilt, von denen einer als Stations-LAN 2 dient, während die anderen für die Kommunikation zwischen Geräten auf Stations- und Schaltfeldebene vorgesehen sind. Die Ringkonfiguration wurde gewählt, um die Verfügbarkeit des Netzwerks zu erhöhen. Das Leitsystem basiert auf dem MicroSCADA Pro-System von ABB und läuft auf einem leistungsstarken Server mit redundanter Stromversorgung und RAID 3 -Speichersystem. Für Software-Backups ist ein separater Speicherserver vorgesehen, der mit dem Stations-LAN verbunden ist. Als redundantes Gateway und Schnittstelle zum Netzleitzentrum dienen zwei unabhängige IEC Clients, die direkt mit dem Bus verbunden sind. Damit kann die Anla- Fußnoten 1 GOOSE = Generic Object Oriented Substation Event 2 LAN = Local Area Network 3 RAID = Redundant Array of Independend Disks 68 ABB technik 2 11

4 3 IEC basiertes Stationsautomatisierungssystem in Sils Engineering-Arbeitsplatz Stationsleitsystem-MMS Fernsteuerung Stationsserver Backup (NAS) Redundante Gateways GPS Transformator 2 Feldseite Transformator 1 SSS/SVS- Zentraleinheit REB500 REC670 7SA612 REC670 7SA612 REC670 7SA612 REC670 7SA612 REC670 7SA612 REL670 REL670 REL670 REL670 REL670 BCM800 BCM800 BCM800 BCM800 BCM800 SIMEAS R SIMEAS R SIMEAS R SIMEAS R SIMEAS R L+G ZMQ REB500 BU L+G ZMQ REB500 BU L+G ZMQ REB500 BU L+G ZMQ REB500 BU L+G ZMQ REB500 BU MWU MWU MWU MWU DSAS-RTU 380 kv SSS 380 kv Leitung kv Koppler 380 kv Transformator kv Transformator kv Leitung 2 denen Systemen und der zusätzlichen Funk tionalität befasst, die im System realisiert werden soll. In der Design phase muss geklärt werden, wie neue Komponenten in Betrieb genommen werden, ohne den kommerziellen Betrieb der Anlage zu gefährden. Bei der Anlage in Sils mussten die ABB-Ingenieure die Funkge aus der Ferne gesteuert werden, auch wenn beide Stationsleitrechner heruntergefahren sind. Dadurch, dass die KHR die Sekundärtechnik der Anlage auf der Basis der IEC aufbauen ließ, sicherte sich das Unternehmen zahlreiche Vorteile. So definiert die Norm zum Beispiel die SCD-Datei 4, die alle relevanten Informationen von der Topologie der Primärtechnik bis hin zum vollständigen Datenfluss der Sekundärtechnik enthält. Die Verfügbarkeit dieser Informationen hilft bei zukünftigen Erweiterungen, Ersetzungen oder Aktualisierungen des Stationsautomatisierungssystems oder Teilen davon und unterstützt somit eine langfristige Wiederverwendbarkeit. Darüber hinaus wird die Konsistenz der Daten für das komplette System für aktuelle Engineeringaufgaben sichergestellt. Da die IEC auch die horizontale und vertikale Kommunikation auf dem Bus definiert, kann das System mithilfe IEC konformer Produkte von unterschiedlichen Herstellern aufgebaut werden. Fußnote 4 SCD = Substation Configuration Description Um die Kupferverdrahtung zwischen den Schaltfeldern zu reduzieren, entschloss sich die KHR für die Implementierung einer horizontalen Kommunikation zwischen den Schaltfeldern auf der Basis des GOOSE- Protokolls. Die gesamte Kommunikation hinsichtlich der Verriegelung zwischen den Schaltfeldern erfolgt über den Austausch von GOOSE-Nachrichten zwischen IEDs über den IEC Bus. Projektphasen Alle Projekte beginnen mit einer Designphase, die sich schwerpunktmäßig mit den Schnittstellen zu vorhan- tionalität des aktuellen Systems im Detail verstehen, um das neue System entsprechend konzipieren zu können. In Zukunft wird diese Phase durch die Verfügbarkeit der SCD-Dateien unterstützt werden. Die nächste Projektphase ist die Implementierung und Produktion. Die Engineering-Prozesse sind ebenfalls in der IEC definiert. Daher ist es wichtig, dass ein Engineering-Tool mit vollständiger IEC Unterstützung eingesetzt wird, um die Konsistenz der Daten und Datenflüsse durch die gesamte Anlage Besonderes Augenmerk wurde auf die Werksprüfung gelegt. Mithilfe verschiedener Simulatoren wurde das Zusammenspiel mit den vorhandenen Systemen geprüft. und die korrekte Dokumentation von Änderungen in der SCD-Datei zu gewährleisten. Schaltanlagen-Retrofit 69

5 4 Installierte Leistungsschalter warten auf ihren Anschluss. Besonderes Augenmerk wurde beim Sils- Projekt auf die Werksprüfung gelegt, der letzten Projektphase vor der Auslieferung der neuen Ausrüstung. Dadurch konnte die nachfolgende Inbetriebnahmephase gegenüber einer Prüfung vor Ort deutlich verkürzt werden. Mithilfe verschiedener Simulatoren wurde das Zusammenspiel mit den vorhandenen Systemen geprüft. Die Prüfungen waren in zwei Phasen unterteilt: Einzelprüfungen für jedes Schaltfeld und eine Prüfung des gesamten Systems. Dazu wurden IEDs jeder typischen Schaltfeldart auf Stationsebene verbunden und die Funktionalität des gesamten Systems im Prüffeld von ABB geprüft. Zur Prüfung der Verriegelungen wurden GOOSE-Nachrichten von allen im Prüffeld nicht physisch vorhandenen Geräten simuliert. Die Inbetriebnahmephase ist die wahrscheinlich anspruchsvollste Phase eines Retrofit-Projekts, da nicht die gesamte Station für die Inbetriebnahme abgeschaltet werden kann. Die Ausfallzeiten der einzelnen Abzweige müssen auf ein absolutes Minimum begrenzt und vom Netzbetreiber (in diesem Fall Swissgrid) Monate im Voraus geplant und genehmigt werden. In Sils musste die Inbetriebnahme schrittweise Schaltfeld für Schaltfeld nach einem detaillierten Zeitplan erfolgen. Bei der schaltfeldweisen Inbetriebnahme werden komplette Systeme zum Standort geliefert. Das komplette System auf Schaltfeldebene einschließlich der Komponenten für die Stationsebene wird vor Ort installiert. Einzig die Schnittstellen für die luftisolierten Schaltanlagen werden zunächst weggelassen 4. Dies ermöglicht die um- fassende Prüfung (einschließlich der kompletten IEC Kommunikation) der Anlage ohne Beeinträchtigung des kommerziellen Betriebs. Nach Abschluss der Arbeiten müssen lediglich die Anschlüsse zur Primärtechnik von den alten auf die neuen IEDs umgestellt werden. Dadurch wird die Inbetriebnahmezeit verkürzt und sichergestellt, dass die Ausfallzeit des Schaltfelds planmäßig verläuft. Ein weiterer Vorteil der schaltfeldweisen Inbetrieb nahme ist, dass alle GOOSE- Nachrichten für die Schaltfeldverriegelung bereits funktionieren, wenn das komplette System an den IEC Bus angeschlossen wird ganz gleich, ob es bereits mit den luftisolierten Schaltanlagen verbunden ist oder nicht. So sind keine Veränderungen der Konfiguration auf Systemebene oder in den bereits in Betrieb genommenen Systemen auf Schaltfeldebene erforderlich. Statt alle IEDs GOOSE-Nachrichten über den Bus übertragen zu lassen, können IEDs auch simuliert werden. Das Projekt demonstriert die Eignung der IEC für Retrofit-Projekte. Während der Übergangsphase (die mehrere Monate dauern kann) muss die Station sowohl mit Systemen betrieben werden, die bald ersetzt werden, als auch mit Systemen, die schon ersetzt wurden. Bei der Planung dieser Phase muss systemweiten Funktionen wie dem Sammelschienenschutz besondere Beachtung geschenkt werden. Bei dem Projekt in Sils erfolgte die Umschaltung auf den neuen Sammelschienenschutz am Ende der Inbetriebnahme, d. h. das alte System blieb während der Übergangsphase in Betrieb. Integration der 200-kV-Anlage in das Leitsystem Nach dem erfolgreichen Retrofit der 380-kV-Schaltanlage wurde die 220-kV- Anlage in das neu bereitgestellte Stationsleitsystem integriert. Auf der 220-kV-Ebene entsprachen alle Schaltfelder noch dem aktuellen Stand der Technik, sodass kein Austausch erforderlich war. Die vorhande- nen IEDs waren bereits mit IEC konformen Kommunikationsschnittstellen ausgestattet, die eine Kommunikation mit dem neuen MicroSCADA Pro-Leitsystem gemäß IEC ermöglichen und die Steuerung und Überwachung der beiden 380-kV- und 220-kV-Schaltanlagen vom zentralen Leitsystem aus erlauben. Darüber hinaus wurde das MicroSCADA Pro-System zu einem Hot-Standby -System erweitert, bei dem die gesamte Steuerungs- und Überwachungsfunktionalität auf einem Computer ausgeführt wird, während ein zweiter Rechner, auf dem parallel die gleiche Anwendung läuft, ständig bereit steht, um bei einer Fehlfunktion des ersten Rechners sofort den gesamten Betrieb zu übernehmen. Ein erfolgreiches Projekt Der Retrofit der Schaltanlage der KHR wurde erfolgreich durchgeführt, und das erneuerte System ist seitdem planmäßig in Betrieb. Dank der engen und konstruktiven Zusammenarbeit zwischen ABB und der KHR sowie der umfangreichen Erfahrung beider Unternehmen konnte das komplexe Projekt mit minimalen Störungen realisiert werden. Das Projekt demonstriert die Eignung der IEC für Retrofit-Projekte. Die Norm ermöglichte die problemlose Kombination von Schutzgeräten von ABB und Drittanbietern und somit die Erfüllung der Kundenanforderungen. Durch die Nutzung von GOOSE-Nachrichten für die Schaltfeldverriegelung konnte die erforderliche Kupferverdrahtung erheblich reduziert werden. Die gesamte Anlage ist nun auf standardisierte Weise in einer SCD-Datei dokumentiert, was für zukünftige Instandhaltungs- und Erweiterungsprojekte von Vorteil ist. Der 220-kV-Abschnitt des Projekts wurde mithilfe des SPA/IEC Gateways von ABB integriert, um sicherzustellen, dass die gesamte 380/220-kV-Anlage vom neuen zentralen Leitsystem MicroSCADA Pro aus überwacht und bedient werden kann. Als Ergebnis des beispielhaften Teamworks und der hochwertigen Projektausführung ist die Sekundärtechnik der 380-kV-Schaltanlage der KHR in Sils nun auf dem allerneuesten Stand und bereit für weitere 10 bis 15 Jahre zuverlässigen Betriebs. Marcel Lenzin ABB Power Systems Baden, Schweiz 70 ABB technik 2 11