Information Unlimited Magazin – Spezial ENERGY & INFRASTRUCTURE by COPA-DATA

S P E ZI A L AU S G A B E

2020

DA S M AGA ZIN VON COPA-DATA

SPEZIAL ENERGY

produc t s & serv ices

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S ERVI C E G R I D

FAQs

Was Sie schon immer über das zenon Service Grid wissen wollten Damit wird das Internet of Things für die Industrie zum Kinderspiel

Das zenon Service Grid vervollständigt die Softwareplattform vor allem für verteilte Anwendungen. Wo liegen die konkreten Vorteile dieser Softwareergänzung, wieso ist das zenon Service Grid ideal für landesoder weltweit verteilte Anlagen geeignet, wie realisiert es die Verbindung zwischen OT- und IT-Netzwerk im Unternehmen, auf welche Weise wird es installiert und welche Lizenzmodelle gibt es? Die Antworten auf diese und viele weitere Fragen finden Sie hier. Soll das zenon Service Grid die zenon Runtime, zenon Logic und den zenon Analyzer ablösen? Nein. Das zenon Service Grid erweitert die Plattform in Richtung Internet of Things (IoT). Es ist kein eigenständiges Produkt, sondern ein IoT-Upgrade der Softwareplattform zenon für ganz neue Anwendungsfälle. Das zenon Service Grid wurde nach aktuellen Best Practices und State-of-theArt-Ansätzen der Softwareentwicklung konzipiert. Hier kommen Architekturkonzepte wie Microservices zum Einsatz. Es gibt also mehrere einzelne Softwarekomponenten, die im Zusammenschluss eine große, skalierbare Anwendung ergeben. So erreichen Sie durch Verteilung der Komponenten eine effiziente Ressourcennutzung der vorhandenen Hardware. Was sind die Hauptvorteile im Vergleich zu anderen IoT-Lösungen? Mit dem zenon Service Grid können Sie in einer integrierten Lösung die Daten aus verteilten Standorten überwachen.

Damit erlaubt Ihnen die Softwareplattform zenon, innerhalb eines Systems Daten von der Feldbusebene bis hin zur Cloud durchgängig zu übertragen. Die zentrale Entwicklungsumgebung erleichtert das Projektieren und reduziert den Gesamtaufwand. Durch die Abwärtskompatibilität können auch Bestandsprojekte einfach in das Gesamtsystem eingebunden werden. Wie unterstützt das Service Grid die Absicherung des OT-Netzwerks? Das zenon Service Grid arbeitet ausschließlich mit unidirektionalem Verbindungsaufbau. Alle Nodes benutzen ausgehende Verbindungen, um mit dem Service Hub zu kommunizieren, also auch die zenon Runtime. Die Kommunikation ist per Transport Layer Security (TLS) verschlüsselt und die Identität der Teilnehmer wird durch digitale Zertifikate sichergestellt.

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Für welche Anwendungsfälle ist das Service Grid besonders geeignet? Im Vordergrund steht vor allem die einfache Verbindung von geografisch verteilten zenon Installationen – etwa bei internationalen Produktionsstandorten oder in der Stromerzeugung. Die gesammelten Produktionsdaten können Sie dabei an einer zentralen Stelle wie in einem Control Center mit Hilfe der zenon Runtime oder der HTML Web Engine visualisieren. Ein weiteres Szenario ist der Einsatz als Security Gateway zwischen OT- und IT-Netzwerken, um Daten von der Feldebene an Drittsysteme in der IT-Landschaft zu übergeben. Lesen Sie hierzu bitte auch den vorherigen Artikel, in dem weitere konkrete Beispiele genannt werden. Soll das Service Grid das zenon Netzwerk ersetzen? Nein, das zenon Service Grid und das zenon Netzwerk können und sollen parallel existieren und je nach Anwendungsfall verwendet werden. Wo ist das zenon Netzwerk weiterhin sinnvoll? Das zenon Netzwerk wird innerhalb eines Werks im Bereich der OT zur Synchronisierung von Runtimes untereinander verwendet. Das zenon Service Grid kommt dagegen üblicherweise für WAN-Verbindungen über große Distanzen zum Einsatz, um ausgewählte Daten der zenon Runtime oder des Analyzers in einer Cloudanwendung oder einem lokalen Data Center zu verarbeiten. Welche Systeme können für den Datenaustausch eingebunden werden? In erster Linie bietet Ihnen das zenon Service Grid den Datenaustausch zwischen Softwarekomponenten der Softwareplattform zenon. Also etwa zwischen zenon Runtime, zenon Analyzer, zenon Logic und der HTML Web Engine. Um die Sicherheit der Daten und des Datenaustausches zu garantieren, können in die interne Kommunikationsschicht des Service Grid keine Fremdsysteme eingebunden werden. Drittsysteme können Daten über die bereitgestellte REST-Schnittstelle des Service Grid API beziehen und diese weiterverarbeiten. Welche Daten können über das Service Grid ausgetauscht werden? Das Service Grid unterstützt unterschiedliche Arten von Daten. Prozessdaten wie Variablen, Alarme und Ereignisse können auch in großen Datenmengen ausgetauscht werden. Das System kann nicht nur Echtzeitwerte verteilen, sondern auch auf historische Archivwerte zugreifen. Für jeden Datenpunkt können Sie zusätzlich einstellen, ob dieser im Service Grid nicht, nur lesend oder lesend und schreibend verfügbar sein soll. Alarme können bestätigt und mit Kommentaren sowie Ursachen verknüpft werden. Das Service

Grid hat auch eine Schnittstelle zum zenon Analyzer. Hierüber können Sie Reports erzeugen und abholen. Mit dem zenon Analyzer können Sie zudem alle vorhandenen SQL Stored Procedures verwenden und somit Datenanalyse betreiben. Engineering-Daten lassen sich zwischen zenon Editor und zenon Analyzer synchronisieren. Somit sind die Metadaten des zenon Analyzers immer auf dem aktuellsten Stand. Ist das zenon Service Grid skalierbar? Gerade in großen verteilten Systemen mit vielen Werken ist ein performantes und stabiles System eine Notwendigkeit. Die zenon Runtime ist hier seit Jahren das stabile Fundament für Datenakquise und -auswertung sowie Prozesssteuerung. Das Service Grid reagiert auf hohe Lastspitzen dynamisch. Ein übergeordnetes Managementsystem erfasst die Auslastung der einzelnen Services und kann Skalierungsmaßnahmen durchführen. Durch einen generischen Ansatz mit containerbasierten Applikationen können Sie jeden Service innerhalb des zenon Service Grid eigenständig skalieren. Bei der Containerplattform und dem Managementsystem haben Sie freie Wahl. COPA-DATA empfiehlt Ihnen jedoch den Einsatz von Docker und Kubernetes. Sie finden Anleitungen zum Betrieb auf dieser Plattformbasis in den Hilfedokumenten. Warum wird im Service Grid die Schnittstelle REST angeboten? REST-Schnittstellen sind weit verbreitet und eine beliebte Möglichkeit, um Daten per HTTPS zwischen Softwaresystemen auszutauschen. Weitere Vorteile sind die Unabhängigkeit von Programmiersprachen und Plattformen, eine Optimierung für große Datenmengen sowie die Anbindung von mobilen Anwendungen. REST-Schnittstellen sind nicht standardisiert und immer applikationsspezifisch aufgebaut. Sie unterstützen diverse Datenaustauschformate, etwa JSON, XML oder beliebige Textformate. Was macht das Service Grid, wenn das Netzwerk ausfällt? Mit zenon können Sie historische Daten aus der zenon Runtime in das zenon Service Grid evakuieren. Bei Ausfall der Netzwerkverbindung werden die Einträge so lange gepuffert, bis die Kommunikation erneut aufgebaut worden ist. Nach erfolgreicher Synchronisation wird der lokale Speicher wieder freigegeben und Datenverlust somit vermieden. Wie werden Benutzerberechtigungen realisiert? Der Authentifizierungs- und Autorisierungsmechanismus basiert auf einem zweistufigen Konzept. Im ersten Schritt werden Benutzer mit Hilfe des Identity Services authentifiziert, es wird also die Frage „Wer bin ich?“ beantwortet.

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Danach wird mit Hilfe des Policy Services entschieden, welche Rechte der Benutzer hat, folglich wird die Frage „Was darf ich?“ gestellt. So können Sie auch komplexe Zugriffsrechte verwirklichen.

Komponenten aktualisiert. Die Konfiguration der Installation des Service Grid wird dabei nicht verändert. Somit können Sie das System nach der Aktualisierung sofort wieder einsetzen.

Ist spezielles IT-Wissen für Installation und Betrieb des Service Grid nötig? Ihr IT-Personal braucht erweitertes Know-how, etwa um die erforderlichen Parameter der einzelnen Services auf die Installationsplattform abzustimmen. Das geschieht bei der Installation direkt über Konfigurationsdateien. Sind erweiterte Funktionalitäten wie dynamische Skalierung und Ausfallsicherheit gefordert, werden Technologien wie Docker und Kubernetes vorausgesetzt. Hierfür ist spezielle Erfahrung notwendig. Denn das IT-Personal muss sich langfristig um den Betrieb und die Wartung der Installation kümmern, Fehler beheben und die Software aktualisieren.

Benötige ich ein SLA für das Service Grid? Für den Erwerb und den Betrieb von zenon Service Grid benötigen Sie ein gültiges Service Level Agreement (SLA). Damit haben Sie stets Zugriff auf die aktuellsten SecurityUpdates und Funktionserweiterungen. Verbesserungen werden kontinuierlich im zenon Service Grid implementiert und über die COPA-DATA Registry bereitgestellt.

Läuft das Service Grid nur in einer bestimmten Cloudumgebung? zenon Service Grid ist plattform- und cloudunabhängig. Sie können einen beliebigen Cloudanbieter auswählen oder sich für den Betrieb innerhalb eines privaten Rechenzentrums entscheiden. Warum werden neue Technologien wie Docker verwendet? Gerade bei Web-Anwendungen im Cloudumfeld ist es vorteilhaft, auf neue Technologien zu setzen. Anforderungen an Applikationen wie Skalierbarkeit, Plattformunabhängigkeit und einfache Installation sind damit einfacher und effizienter umzusetzen. Wo gibt es die Installationspakete und wie installiere ich das zenon Service Grid? Je nach Art der Installation unterscheidet sich das Vorgehen. Für die klassische Installation steht ein WindowsSet-up zur Verfügung. Sie sollte auf Server-Hardware und Server-Betriebssystem erfolgen. Für die Installation in einer Cloudumgebung oder einem lokalen Data Center stehen Docker-Images aus der COPA-DATA Registry zur Verfügung. Diese werden auf einem bestehenden KubernetesCluster installiert. Wie werden die einzelnen Komponenten des Service Grid aktualisiert? Im Fall der klassischen Installation werden die einzelnen Komponenten mit dem ISO-Installationspaket aktualisiert. Wird das Service Grid mit Kubernetes betrieben, können Sie die Komponenten auf einfache Art und Weise aktualisieren, indem Sie die neuesten Docker-Images verwenden. In beiden Fällen werden jeweils nur die Binärdateien der

Welche Lizenzmodelle gibt es? Das zenon Service Grid können Sie als monatliches Abonnement mit jährlicher Abrechnung beziehen. Die Komponenten Service Hub, Data Storage, Identity Service und Egress Connector sind inkludiert. Je nach Bedarf wird zusätzlich der Ingress Connector lizenziert, wobei hier die Zahl der Variablen der vorhandenen zenon Runtime den Preis beeinflusst. Die Anbindung der Web Engine an das Service Grid kann entweder als lesende oder als lesende und schreibende Verbindung erfolgen, wobei auf Basis der Zahl der Benutzer lizenziert wird. Auch eine etwaige Anbindung weiterer Komponenten über API Gateway kann entweder als nur lesend oder als lesend und schreibend erfolgen. Außerdem kann eine Verbindung vom zenon Analyzer zum Service Grid lizenziert werden, um Reports über die Web Engine oder das API Gateway ausgeben zu können. Wie sieht der Releasezyklus des Service Grid im Vergleich zum Supervisor und Analyzer aus? Wir haben die zenon Plattform in den letzten Jahren konsequent weiterentwickelt. Mit der nächsten Version zenon 10 werden erstmalig alle Komponenten der Softwareplattform zenon zeitgleich erscheinen. Das Service Grid ist natürlich auch dabei. Der jährliche Releasezyklus wird in der OT-Welt als passend angesehen, doch gerade für Cloud-szenarien ist das nicht schnell genug. Deshalb bietet zenon das Service Grid in zwei unterschiedlichen Versionen an. Die Variante mit Langzeitsupport wird jährlich mit den anderen Komponenten der zenon Plattform freigegeben. Für zeitnahe Updates und Erweiterungen gibt es zusätzlich drei weitere Releases jeweils am Ende eines Quartals. Somit können Sie je nach Bedarf auswählen.

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ZE NON SUCCE SS STORY

S K A LI ER BA R U N D ZU K U N F TS S I C H ER D U RC H ZEN O N

Thüga Energienetze migriert auf neues Netzleitsystem

Der Netzbetreiber Thüga Energienetze GmbH hat sein Netzleitsystem von SICAM® 230 auf zenon von COPA-DATA umgestellt. Die skalierbare, leicht zu erweiternde Plattform ist zukunftssicher und passt ideal zum Geschäftsmodell des Unternehmens, das auch externe Dienstleistungen rund um sein Netzleitsystem anbietet.

Erschienen in

information unlimited das magazin von copa-data Nr. 35, November 2019 © Ing. Punzenberger COPA-DATA GmbH www.copadata.com/iu

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St r omüb e r gab e s t at ion f ü r d ie St adt Si n ge n u nd St adt te i le.

Als Partner von Kommunen, Stadtwerken, Privathaushalten sowie Industrie und Gewerbe betreibt die Thüga Energienetze GmbH mit Hauptsitz in Schifferstadt Strom-, Wasser-, Wärme- und Erdgasnetze in Süddeutschland. Mehr als 120 Gemeinden in Baden-Württemberg, Bayern und Rheinland-Pfalz versorgt das Unternehmen zuverlässig und umweltfreundlich mit Erdgas und Strom. Besondere Herausforderungen sind dabei aktuelle Trends wie Digitalisierung, Energiewende oder Elektromobilität sowie der massive Infrastrukturausbau. Thüga Energienetze bietet darüber hinaus Komplettdienstleistungen aus einer Hand für Kommunen, Gewerbe, Energiewirtschaft und Privatkunden an – darunter ein qualifiziertes und zertifiziertes Störungsmanagement in der rund um die Uhr besetzten Netzleitstelle, Netzüberwachung, Netzführung und Betriebsführung, das Hosting von Leitsystemplattformen sowie die Einrichtung, Inbetriebnahme und Wartung von Kommunikations- und Netzleittechnik. U M S TI E G AU F E I N E Z U K U N F T S S I C H E R E LÖS U N G Mit dem bislang verwendeten Leitsystem SICAM 230 konnte die Thüga Energienetze GmbH ihren Kunden keine zukunftssichere Lösung mehr bieten, da für das Produkt in den letzten Jahren keine Erweiterungen für die Energiewirtschaft mehr entwickelt wurden. „Auch der Produktsupport läuft in den nächsten Jahren aus. Das wollten wir unseren Kunden nicht zumuten“, beschreibt Heiko Bölli, Leiter Netzdienste Sekundärtechnik bei Thüga Energienetze, das Problem. Das Unternehmen entschied sich daher für den Umstieg auf die zenon Energy Edition von COPA-DATA, dem eigentlichen Kernsystem von SICAM 230. Die durchgängige Softwareplattform zeichnet sich durch hohe Flexibilität aus: Dank mehrhierarchischer Projektstruktur, modularem Aufbau und zahlreichen Schnittstellen zu verschiedenen Produkten ist sie schnell zu erweitern, Funktionen lassen sich bei Bedarf einfach entfernen oder hinzufügen. Ein entscheidender Aspekt, da die Thüga Energienetze das

Netzleitsystem nicht nur im Eigenbetrieb verwendet, sondern auch als externe Dienstleistung anbietet – etwa in Form von Netzüberwachungsservices. „Mit der hochskalierbaren Softwareplattform zenon können wir parametrieren und müssen nichts programmieren. Sie passt wesentlich besser zu unserem Geschäftsmodell als alle anderen am Markt zur Verfügung stehenden Produkte“, fasst Bölli zusammen. D I R E K TE R KO NTA K T Z U M SO F T WA R E H E R S TE LLE R Ein weiterer Vorteil: Die Thüga Energienetze GmbH hatte bereits vor einigen Jahren ihre gesamte Serverlandschaft virtualisiert, um die Backup- und Wiederherstellungsprozesse der einzelnen Prozessleitserver zu vereinfachen. Auch Versionsupdates von zenon sind einfach und unkritisch durchführbar, so Bölli: „Der Server, auf dem unser Leitsystem läuft, steht beim Endkunden vor Ort, wir bilden nur die Redundanz ab. Damit kann der Kunde bei einem Ausfall der Verbindung zur Netzleitstelle immer noch alles, was das Netz betrifft, in Eigenregie erledigen.“ Und schließlich sei zenon nicht nur innovativ, sondern auch langlebig und zukunftssicher: „Mit dem Wechsel direkt zum Softwarehersteller brauchen sich unsere Kunden keine Sorgen zu machen, dass das Produkt irgendwann abgekündigt wird“, erläutert Bölli. R E I B U N G S LOS E , SC H N E LLE M I G R ATI O N Da beide Systeme auf demselben Produkt basieren, verlief der Umstieg reibungslos und schnell. Nach Beginn der Migration wurde zunächst ein Arbeitsplatz mit zenon ausgestattet, während der andere noch mit dem alten System lief. Schon nach kurzer Zeit stellte die Thüga Energienetze dann komplett auf zenon um. Insgesamt dauerte die Migration gerade einmal fünf Monate. „Die insgesamt rund 40.000 Prozessvariablen konnten fast eins zu eins migriert werden. Ein vollständiger Datenpunkttest war nicht erforderlich, der vorübergehende Parallelbetrieb reichte für den Systemvergleich aus – eine enorme Zeit- und Kostenersparnis“, so Bölli.

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VIRTUALISIERT Singen Strom

Rheinland-Pfalz

Singen Gas

AllgäuOberschwaben

Arbeitsplatz 1 NLS

HARDWARE BEIM KUNDEN

GWH 2

Greven 2

WHO 2

GWH 1

Siegen TS

Arbeitsplatz 2 NLS

WHO 1

GWH TS

Notarbeitsplatz

Greven 1

zenon Editor

ze non Sy s te müb e r s ic ht – E s b e s te ht d ie Mög l ic h ke it de r komplet te n Vi r t u a l i s ie r u n g o de r de r Be r e it s te l lu n g de s Ma s te r s e r ve r s b e i m Ku nde n u nd de s St a nd-by-S e r ve r s b e i de r T hü ga E ne r g ie net ze GmbH.

U M FA S S E N D E U NTE R S T Ü T Z U N G D U RC H CO PA- DATA Eine Eingewöhnungsphase war ebenfalls nicht notwendig. „Wir kennen zenon seit 1999, also genauso lange wie SICAM 230. Der Quellcode der Applikationen stammt bei beiden Systemen von COPA-DATA, für SICAM 230 wurden nur Add-ons entwickelt“, erläutert Bölli. Einige davon – etwa die Topology und die Bildalarmierung – mussten im Rahmen der Migration neu konfiguriert werden. „Das war die einzige Herausforderung. Da COPA-DATA uns aber immer mit schnellen Workarounds unterstützt hat, verlief der Umstieg absolut glatt. Unsere Ansprechpartner waren rund um die Uhr erreichbar.“ Aktuell ist die Thüga Energienetze bereits mit weiteren potenziellen Migrationskunden im Gespräch. Regelmäßige Absprachen sind dabei unerlässlich, betont Bölli. „Der Energiemarkt unterliegt einem ständigen Wandel. Die Anforderungen ändern sich immer wieder, auch an die Software. Mit COPA-DATA haben wir hierfür einen kompetenten und zuverlässigen Partner an unserer Seite.“

H I G H LI G HT S : –

M e h rhie ra rchisch e Proje k t struk tur

–

Flexib el e r weite rba re Lösung mit za hlreich e n S ch nit t stelle n

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Da n k h oh e r S kalie rba rkeit kein Progra mmie ra uf wa n d e r ford e rlich

–

L a ngle big e , zukunf t ssich e re Lösung

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S ch n elle , einfa ch e D urchf üh rung von B a ckups un d U p dates

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Dire k te r S uppor tkonta k t zum H e rstelle r

–

S ch n elle , reib ungslose M igration von run d 4 0.0 0 0 Prozessva ria ble n

–

Kein Date npunk t test e r forde rlich

–

U mfasse n de U nte rstützung durch CO PADATA

KO NTA K T:

*SIC A M® i s t ein einge t ragene s Waren zeichen der Siemen s AG bz w. ihrer B e teiligungs ge s ell s chaf ten.

An d rea s Zerlet t S ales E xcelle n ce En e rgy & I nf rastruc ture / S ma r t Cit y CO PA- DATA G e rma ny a n dreas . ze rlet t@ copa data .d e

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SUBSTATION HMI Die Nahsteuerung – warum man nicht darauf verzichten sollte

Elger steht vor der riesigen 400-kV-Schaltanlage, mehrere Hektar groß. Es gibt ein Problem: Die Mitarbeiter im Lastverteiler haben ihm gesagt, dass sie hinsichtlich des Anlagenzustands fast blind wären. Irgendein Kreisläufer-Telegramm überlastet die Leittechnikkomponenten und legt das Kommunikationsnetzwerk nahezu lahm. Sie sehen zwar die Grafiken und Messwerte, aber die Update-Geschwindigkeit ist so gering, dass sie den Anzeigen nicht trauen können. Jetzt haben sie Elger dorthin geschickt. Er soll telefonisch über den Anlagenzustand berichten. Erschienen in

information unlimited das magazin von copa-data Nr. 34, Juni 2019 © Ing. Punzenberger COPA-DATA GmbH www.copadata.com/iu

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Wir schreiben das Jahr 2030. Was früher in weniger wichtigen Schaltanlagen üblich war, ist heute auch Usus bei 400 kV: Es gibt keine Nahsteuerung mehr. Aus Kostengründen und aufgrund der geringen Wahrscheinlichkeit, sie zu benötigen, wird seit ein paar Jahren darauf verzichtet. Elger ist ein schaltberechtigter Mitarbeiter des Übertragungsnetzbetreibers. Das bedeutet, er ist befugt, in dieser Anlage Schalthandlungen mit den riesigen 400-kV-Schaltern durchzuführen. Vorläufig braucht er das nicht zu tun. Er soll sich nur einen Überblick verschaffen und bei einem Anruf von der Leitstelle berichten können, wie die aktuelle Lage ist. Er hat zwei Möglichkeiten, sich einen Überblick zu verschaffen. Entweder er zieht sich die Schutzausrüstung an, geht in die Freiluftanlage und notiert sich dort den Schaltzustand jedes Trenn- und Leistungsschalters oder er wählt die komfortablere Methode und sucht in Bürokleidung den Raum auf, in dem die Feldleitgeräte installiert sind. An deren LC-Displays kann er die Schalterstellung und die Messwerte ablesen und sich so ein Bild machen. Über die LEDs an den Paneelen kann er auch aus ein paar Metern Entfernung erkennen, ob es eine Störung im Feld gibt. Normalerweise sind alle LEDs dunkel oder leuchten grün. Sobald eine LED rot ist oder gar blinkt, weiß Elger, dass etwas nicht in Ordnung ist und er genauer hinsehen muss. Jetzt sitzt Elger in diesem Raum und lässt seinen Blick über die Geräte schweifen. Stundenlang. Vielleicht für die nächsten Tage, wenn das Problem mit dem Kreisläufer nicht behoben werden kann. Elger vermisst die Zeiten, in denen noch in jeder Schaltanlage ein HMI installiert war. Wenn in dieser Anlage ein HMI vorhanden gewesen wäre, könnte er sich gemütlich in den Stuhl setzen und müsste nicht einmal auf den Bildschirm schauen. Bei einem Alarm würde der Rechner akustisch auf sich aufmerksam machen und Elger gegebenenfalls wecken. Sein Fokus würde sofort auf das rot blinkende Element gerichtet werden und er könnte mit ein paar Mausklicks feststellen, wo genau was passiert ist. Dann würde er zum Telefon greifen und die Kollegen im Center informieren. Da es aber kein HMI mehr gibt, bleibt ihm nichts anderes übrig, als gegen den Schlaf zu kämpfen, die Displays zu beobachten und auf seine Ablösung nach der 12-StundenSchicht zu warten. Elger gilt als ein Mitarbeiter, der mitdenkt, einer, der versucht, die Dinge vorherzusehen. Daher macht er sich regelmäßig Notizen über die Messwerte, die er von den Paneelen abliest. Er versucht dadurch Trends zu erkennen, um die Dispatcher frühzeitig zu informieren. Frequenz, Spannung, Ströme – er hat alles im Blick und notiert die Werte akribisch, inklusive Zeitpunkt. Eine Arbeit, die ganz einfach ein HMI hätte erledigen können. Aufzeichnen der Werte mit Zeitstempel und Darstellen in Trendgrafiken, das

macht jedes HMI mit links. Damit lässt sich ein Trend mit den wichtigen Messwerten zusammenstellen. Dieser kann dann beobachtet werden, um eine Tendenz abzuleiten. So ist Elger auf seine Aufzeichnungen angewiesen und muss sich aus den Werten im Kopf ein Bild machen, wie sich die Werte entwickeln. Ausgerechnet zu diesem unpassenden Zeitpunkt klingelt sein Telefon: Die Dispatcher müssen etwas im Netz umstellen, damit die Lasten etwas anders verteilt werden. Sie haben ihm genau gesagt, was er tun soll. Elger hat sich alles im Schaltbuch notiert und dem Kollegen noch mal vorgelesen. Alles korrekt. Nun liegt es an ihm, alles richtig zu machen. Er muss sich sicher sein, dass er am richtigen Gerät steht und dann die Schalter in der richtigen Reihenfolge betätigt. Jede Handlung verursacht Unbehagen. Er hat zu wenig Überblick und Übung, um mit der nötigen Selbstverständlichkeit die Schalter zu bedienen. Wie sehr wünscht er sich ein ordentliches Einlinienschaltbild mit validen Stellungsanzeigen der Schalter und mit farblicher Unterscheidung, ob nun ein Bereich mit Hochspannung versorgt ist oder nicht. Es nützt alles nichts. Er muss sich vor die kleinen LC-Displays stellen, noch mal prüfen, ob er an der richtigen Stelle steht, dann den Schlüsselschalter umlegen. Damit ist das Gerät auf „Ort“ gestellt. Das bedeutet, niemand außer Elger kann nun schalten. Alle Befehle von „Fern“ werden blockiert – auch die vom zentralen Lastverteiler. Auf dem LC-Display wählt er den richtigen Schalter aus und setzt den Befehl für das Schließen eines der Hochspannungsschalter. Ein dumpfer Knall ist zu vernehmen, als der Leistungsschalter von starken Spiralfedern angetrieben seinen Zustand von „Aus“ auf „Ein“ ändert. Diese Schritte macht Elger nun mit allen anderen Schaltern, die in seinem Schaltbuch stehen. Dabei notiert er die genaue Uhrzeit jeder einzelnen Schalthandlung. Nachdem das Skript abgearbeitet ist, ruft Elger beim Dispatcher an und meldet den Vollzug mit den notierten Uhrzeiten. Hätte Elger ein HMI zur Verfügung gehabt, wäre er schneller und wesentlich sicherer gewesen. Mit vollem Überblick hätte er die notierten Schaltungen direkt am Bildschirm durchgeführt. Jede Schalthandlung wäre sekundengenau in einem automatisch erstellten, digitalen Betriebstagebuch mitprotokolliert worden. Damit hätte er die Zeiten nur noch von dort ablesen müssen, wenn er sie an den Lastverteiler durchgegeben hätte. Übrigens gäbe es hier noch eine Luxusvariante, von der Elger nur träumen kann: Die einzelnen Schaltungen hätte er in einem Simulationsmodus des HMI wie bei einem Makrorekorder aufzeichnen können. Danach hätte er – immer noch im Simulationsmodus – die Aufzeichnung abspielen und dabei auf Korrektheit überprüfen können. Wenn alles passt, hätte Elger das HMI zurück in den Real-Modus gestellt und die getestete

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A l le I n for m at ione n ge s a m me lt i m Subs t at ion H M I f ü r b e s te Ü b e r s ic ht.

Befehlsfolge gestartet. Alles wäre automatisch wie im Test ausgeführt worden. Welch angenehmer Gedanke ... Die restlichen Stunden verbringt Elger mit seinen Aufzeichnungen der Messwerte und dem Beobachten der LEDs. Am Ende seiner Schicht geht er zu den Zählern und notiert die Werte der Energie, die in den letzten zwölf Stunden durch das Umspannwerk geleitet wurde. Das waren doch einige Megawattstunden. Üblicherweise würde das ein automatisches Messwertarchiv mit angeschlossenem Berichtstool übernehmen. Aber auch darauf wird verzichtet, wenn kein HMI verwendet wird. Ein leistungsfähiges HMI bietet dagegen viel: Sicherheit, Überblick, Früherkennung, Komfort. Kein HMI zu verwenden bedeutet Unbehaglichkeit, Unsicherheit beim Schalten, Sisyphusarbeit und letzten Endes eine Gefährdung der Stromversorgung. Erfreulicherweise gibt es Menschen wie Elger. Nur jemand mit seiner Vorstellungskraft kann ein abstraktes Modell der Anlage im Kopf behalten und so die Übersicht bewahren und Tendenzen erkennen. Zum Glück leben wir im Jahr 2019 und somit in einer Zeit, in der 400-kV-Anlagen immer noch mit einem HMI

ausgestattet werden und uns die Technik diese Arbeit abnimmt. Zwar muss in einer solchen speziellen Situation immer noch ein Mensch in die Anlage fahren und vor Ort nach dem Rechten sehen. Aber durch das installierte HMI kann er entspannt an die Sache herangehen und sicher sein, dass er alles richtig macht.

jürgen r esch, industry m a nager energy & infr a struc t ur e

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I M FO K U S:

SYSTEME FÜR DIE ENERGIESPEICHERUNG Warum Batteriespeicher für die Energiewende unersetzlich sind

Heutige Stromnetze kommen nicht ohne Energiespeicher aus. Sie werden für unterschiedliche Zwecke genutzt. Zum Beispiel als Regelinstrument, als Puffer für Erzeuger- und Lastspitzen oder als Langzeitspeicher. Dabei spielen Batteriespeicher eine immer größere Rolle. Doch die Technologie steckt noch in den Kinderschuhen und wird ständig weiterentwickelt. Lesen Sie, wie Energiespeichersysteme heute eingesetzt werden und welche Bedeutung sie für die Zukunft haben.

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information unlimited das magazin von copa-data Nr. 33, November 2018 © Ing. Punzenberger COPA-DATA GmbH www.copadata.com/iu

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Wir alle kennen Speicher für elektrische Energie. Zum Beispiel Batterien oder Akkus, die in Haushaltsgeräten, im Auto, in Werkzeugen oder Maschinen verwendet werden. Sie kommen seit über 100 Jahren für die unterschiedlichsten Zwecke im privaten Bereich und in der Industrie zum Einsatz. In Stromnetzen mit schwankender Einspeisung und Abnahme werden jedoch Speichersysteme mit sehr großen Energieinhalten benötigt. Das gilt für die herkömmliche Energieversorgung aus fossilen Quellen, aber besonders für Netze, die mit regenerativen Energien gespeist werden. VI E LE E I N SAT Z M Ö G LI C H K E ITE N Generell gilt, dass ein Energiespeichersystem in einem elektrischen Netz Energie beziehen und Energie liefern kann. Trennt man das Speichersystem vom Netz, läuft es im Inselbetrieb. Das Speichersystem kann beispielsweise dem Anwender dienen, indem es für die Optimierung des Eigenverbrauchs sorgt. Oder es dient dem Markt in einem überregionalen Netz, zum Beispiel zur Bereitstellung von Regelenergie. Ein dritter Verwendungszweck ist die Spannungsstabilisierung eines Netzes. E S KO M MT AU F D I E LE I S T U N G S D I C HTE A N Schon seit knapp 100 Jahren wird Energie in großem Maßstab in Pumpspeicherkraftwerken sozusagen zwischengelagert. Überschüssige oder sehr günstige Energie in Form von Strom wird verwendet, um Wasser von einem tiefer gelegenen in einen höher gelegenen See zu pumpen. Dabei werden gewaltige Energiemengen bewegt. Beispiel Pumpspeicherkraftwerk Limberg II in Kaprun (Österreich): Wenn der Gesamtinhalt des unteren Sees (81,2 Mio. m3) komplett in den oberen See gepumpt würde, stünden rund 81.000 MWh zur Verfügung, die mit 480 MW Leistung abgerufen werden können. Das ist natürlich nur ein theoretischer Wert, da die Seen niemals komplett entleert werden. Doch im Vergleich mit dem derzeit größten Batteriespeicher der Welt in Mira Loma (Kalifornien) wird der hohe Flächenverbrauch des Pumpspeichers deutlich. Das Batterieprojekt besteht aus 396 Powerpacks die 80 MWh speichern und eine Leistung von 20 MW abgeben. Sie stehen auf einer Fläche von nur 6.000 m 2, während die beiden Seen des Pumpspeichers mit 3,1 km 2 rund fünfhundert Mal größer sind. Die Leistungsdichte von Batterien ist also deutlich höher. S TRO M M U S S F LI E S S E N , WE N N E R V E R B R AU C HT WI R D Im heutigen Verbundnetz betreiben wir ein Wechselstromnetz mit einer Frequenz von 50 Hertz (Europa, weiten Teile Asiens, Australien) bzw. 60 Hertz (Nordamerika, Teile

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Südamerikas). Die Netzfrequenz ist ein guter Indikator dafür, ob sich Erzeugung und Verbrauch die Waage halten. Ist das nicht so, ändert sich die Frequenz. Bei mehr Verbrauch als Erzeugung sinkt die Frequenz. Wenn mehr erzeugt als verbraucht wird, erhöht sich die Frequenz. Das ist auch der Grund, warum frequenzsynchronisierte Uhren Anfang dieses Jahres um mehrere Minuten nachgingen – in Europa übertraf der Verbrauch die Erzeugung, die Frequenz sank und die Uhren tickten langsamer. R E G E LE N E RG I E F Ü R D I E NETZFREQUENZ Verantwortlich für die Einhaltung der Frequenz in einem gewissen Toleranzbereich sind die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) bzw. Transmission System Operator (TSO). Dafür verwenden sie sogenannte Primär- und Sekundärregelenergie, um der Frequenztendenz entgegenzuwirken. Primärregler sitzen direkt an den Turbinen der Kraftwerke, die dort die Netzfrequenz messen und sofort die Turbinenleistung steigern bzw. reduzieren, wenn die Frequenz von 50 Hz abweicht. Die Sekundärregelung funktioniert ähnlich, erfolgt jedoch nicht an der Turbine, sondern an zentraler Stelle. Das Regelsignal wird von dort an viele Kraftwerke und Turbinenregler mit unterschiedlicher Gewichtung verteilt, um die Frequenz stabil zu halten. Zudem gibt es noch die Tertiärregelung für die Steuerung von Gas- oder Wasserkraftwerken, die innerhalb weniger Minuten hochoder runtergefahren werden. Sie ist aber in diesem Kontext weniger relevant. Die drei Regelungsarten werden parallel verwendet und sichern die Frequenzstabilität, indem sie die Erzeugung exakt auf den momentanen Verbrauch abstimmen. WA S H AT DA S N U N M IT BAT TE R I E S P E I C H E R N Z U T U N? Sehr viel. Batteriespeicher können Primärregelenergie zur Verfügung stellen. Und zwar zu interessanten wirtschaftlichen Bedingungen. Im Schnitt zahlt ein ÜNB etwa 100 Euro pro Jahr für 10 kW Batterieleistung, die für die Primärregelung genutzt werden kann – unabhängig davon, ob die Leistung benötigt wird oder nicht. Als Anwendungsbeispiel hochgerechnet auf ein aktuelles Projekt: 10 MW an installierten Second-Life Batterien von E-Autos würden einen Ertrag von 100.000 Euro pro Jahr ergeben. E N E RG I E S P E I C H E R F Ü R S M A R T G R I DS Als Smart Grid wird ein Netz bezeichnet, das durch zweckmäßige Steuerung und Kommunikation einen teuren Ausbau der bestehenden Kabel- oder Leitungsinfrastruktur vermeiden soll. Wenn aber die Steuerung der dezentralen Erzeuger nicht zu den gewünschten Werten führt und

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Abbildung: E ne r g ie l iefe r n u nd s p e ic he r n z u r St abi l i s ie r u n g de r F r e que n z .

beispielsweise Spannungstoleranzen überschritten oder Transformatoren überlastet werden, kann ein Energiespeicher helfen. Er speichert überschüssige Energie und kann so die Abschaltung eines dezentralen Erzeugers vermeiden oder zumindest hinauszögern. Diese Variante der Energiespeicherung kann für die Optimierung der Eigenversorgung, die Speicherung von Energiespitzen, die Inselbetriebsfähigkeit eines Haushalts bis hin zur Spannungsstützung eines sensiblen Versorgungsbereichs genutzt werden. BAT TE R I E S P E I C H E R F Ü R DA S U N A B H Ä N G I G E H O C H FA H R E N VO N K R A F T WE R K E N Kraftwerke mit sogenannter Schwarzstartfähigkeit können bei einem Blackout selbständig hochfahren und Energie bereitstellen. Dafür benötigen sie zuverlässige Energiespeicher, um die für den Anlauf nötigen Nebenaggregate zu betreiben, zum Beispiel für die Druckluftversorgung oder Ölschmierung. Die Energie kommt aus herkömmlichen Blei-Akkus, welche die Nebenaggregate mit Gleichstrom versorgen. Im Gegensatz dazu brauchen Kraftwerke ohne

Schwarzstartfähigkeit Energie aus dem Netz, um aus dem Stillstand anlaufen zu können. BAT TE R I E N A L S DÄ M P F E R F Ü R E R N E U E R BA R E Die Energieressourcen Sonne und Wind unterliegen natürlicherweise einer großen Schwankungsbreite. Das bereitet dem elektrischen Netz große Probleme, denn wenn beispielsweise Wind plötzlich zunimmt oder sich eine Wolke vor die Sonne schiebt, ändert sich die erzeugte Leistung. Eine Erhöhung der Einspeisung durch auffrischenden Wind kann zu einer Erhöhung der Netzfrequenz führen. Passiert das zu schnell, kann die Primärregelung das oft nicht ausgleichen, und die Sekundärregelung ist dafür zu langsam. Deshalb werden die sogenannten Rampen, mit der die Leistung eines Wind- oder Solarparks steigt oder fällt, mit Batterien abgedämpft. Frischt der Wind auf oder die Sonneneinstrahlung nimmt zu, steigt die Erzeugung rapide an und mit der überschüssigen Energie wird eine Batterie geladen. Damit wird der steile Anstieg der Leistung reduziert, und die Primär- und Sekundärregler haben genug Kapazität und

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Zeit, den Zuwachs auszugleichen. Im umgekehrten Fall – Wind oder Sonneneinstrahlung lassen abrupt nach – wird der Leistungsabfall ebenso mit der Batterie abgefangen. In diesem Fall speist die Batterie ins Netz und reduziert so den plötzlichen Abfall der Erzeugung. Diese Speichersysteme wirken für Minuten bis zu wenigen Stunden. L A N G F R I S TI G E S P E I C H E R U N G : S E A SO N S H I F T Neben dem kurzfristigen Speichern von Erzeugungsspitzen entsteht zunehmend der Bedarf, Energie für längere Zeit zu konservieren. Die Rede ist vom saisonalen Ausgleich (Season Shift), der Speicherung von Energie über mehrere Monate. Die Technologie heißt Power-to-Gas oder Power-to-Liquid. Das bedeutet die Umwandlung von elektrischer Energie in Wasserstoff und in weiterer Folge in Gas. Das Gas wird zum Beispiel im Sommer mit Energie aus Photovoltaikanlagen erzeugt und im Winter für die Heizung oder zur Stromgewinnung durch Gasturbinen verwendet. Der Wirkungsgrad ist bei diesen Systemen geringer als bei Batterien, jedoch wären Batterien nach einer so langen Zeit bereits von alleine entladen. Lithium-Ionen-Akkus verlieren beispielsweise durch Selbstentladung bis zu 30% pro Monat. BAT TE R I E S P E I C H E R N G E H Ö R T D I E Z U K U N F T Batterien können vielfältig verwendet werden und helfen bei vielen Anwendungen. Gerade für die Energiewende sind sie unersetzlich, denn die erneuerbaren Energien unterliegen großen Leistungsschwankungen, die mit Batterien ausgeglichen werden können. Doch die Technologie ist (noch) nicht ausgereift, die Wirtschaftlichkeit oft nicht gegeben. Das hemmt die flächendeckende Verbreitung. Gefragt sind staatliche Hilfen oder Regelungen – wie zum Beispiel in Südkorea. Dort wurden in den letzten Jahren 5 Mrd. Dollar in Projekte zum Thema Energiespeichersysteme investiert. Resultat: im gesamten Land werden bei jedem Neubau und in öffentlichen Gebäuden diese Systeme eingeplant oder nachgerüstet.

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E N E RG I E S P E I C H E R SYS TE M E I M Ü B E R B LI C K Einige Beispiele für Energiespeicher, die heute verwendet werden:

Thermische Speicher –

H eißwasse rsp eich e r

–

Fe rnwä rmesp eich e r

–

Da mpf sp eich e r

–

S cha mot testein e

Chemische Speicher –

B at te rie n

–

Akkumulatore n

–

Wasse rstof f sp eich e r

Mechanische Speicher –

Pumpsp eich e rkraf t we rke

–

D ruckluf t sp eich e r

–

S chwungra d

–

Fe d e rsp eich e r

Elektrische Speicher –

Kon de nsator

Weitere Energiespeichersysteme wie beispielsweise Wind- und Solargas oder thermochemische Speicher befinden sich derzeit in der Entwicklungs-, Versuchs- oder Pilotphase und werden noch nicht in großem Maßstab eingesetzt.

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ZE NON SUCCE SS STORY

D I E B E S TE TEC H N O LO G I E F Ü R EI N R EN E WA B LE S - P ROJ EK T

zenon steuert das Energiespeichersystem in der Jeju SangmyeongWindkraftanlage

Die koreanische Insel Jeju ist in Bezug auf zukunftsweisende Energietechnologie keine Unbekannte mehr. Bereits im Jahr 2009 wurde sie als Standort eines Smart Grid-Prüfstands ausgewählt, um die ehrgeizigen Smart Grid-Infrastrukturpläne der koreanischen Regierung zu untermauern. Als Korea Midland Power Co. Ltd (KOMIPO) auf der Insel eine Windkraftanlage errichtete, wandte sich das Unternehmen an COPA-DATA Partner NEOPIS, der auf Basis der Software zenon eine bahnbrechende Lösung implementieren sollte. Erschienen in

information unlimited das magazin von copa-data Nr. 33, November 2018 © Ing. Punzenberger COPA-DATA GmbH www.copadata.com/iu

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Abbildung 1: Da s Ü b e r s ic ht sbi ld de s Powe r-Ma n a ge me nt-Sy s te m s ze ig t E c ht ze it s t at u s u nd Tr e nd i n for m at ione n de r ve r s c h ie de ne n G e räte a n , z . B. L ade n u nd E nt lade n de r A k k u s.

KOMIPO ist eine Tochtergesellschaft der Korea Electric Power Corp. und einer von fünf öffentlichen Energieversorgern in Korea. Sie betreibt Wärme- und erneuerbare Kraftwerke in ganz Korea. 2015 begann das Unternehmen mit der Errichtung einer neuen, sieben Windturbinen umfassenden 21 MW-Windkraftanlage auf der Insel Jeju. Die Projektarchitekten des neuen Jeju SangmyeongWindparks erkannten, dass, wie bei allen Projekten erneuerbarer Energien, Versorgungsschwankungen – die nicht notwendigerweise den Bedarfsschwankungen entsprechen – zu Problemen bei der Planung und Bereitstellung einer zuverlässigen Stromversorgung führen können. Um auf dieses Problem gut vorbereitet zu sein, wurde die neue Windkraftanlage mit einem Energiespeichersystem (ESS) ausgestattet. Gestützt wird dieses ESS durch ein leistungsstarkes Batteriemanagementsystem (BMS), basierend auf Lithium-Ionen-Technologie, das von LG Chem speziell zur Unterstützung der Stabilisierung der Stromversorgung mit erneuerbaren Energien entwickelt wurde. Zum Projektumfang gehörte auch ein sicheres und zuverlässiges elektrisches Steuerungs- und Überwachungssystem (ECMS) und ein Power-Management-System (PMS), mit dessen Hilfe es möglich ist, die elektrische Anlage zu visualisieren und zu steuern sowie eine Verbindung mit dem Energiespeichersystem herzustellen. Das neue Softwaresystem musste deshalb ausreichend flexibel sein, um die Anforderungen aller integrierten Teilsysteme zu erfüllen, eine zuverlässige Redundanz zwischen dem ECMS- und PMS-Primärserver und dem ECMS- und PMS-Sekundärserver bereitzustellen und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

Um ein passendes System zu finden, führte KOMIPO ein strenges Ausschreibungsverfahren. Jun Seon Lee, Projektmanager bei KOMIPO und verantwortlich für das Jeju Sangmyeong-Windkraftanlagenprojekt, erklärt: „Wir waren von dem eingereichten Angebot von NEOPIS sofort überzeugt, da das Team ein umfassendes Know-how auf unserem Sektor vorweisen kann. NEOPIS ist in Korea führend im Bereich Steuerung und Management erneuerbarer Energien. Wir waren uns sicher, dass das NEOPIS Team eine hochwertige Lösung und Implementierung realisieren würde.“ PA R TN E R SC H A F T F Ü R E I N Z I GA R TI G E P ROJ E K TE NEOPIS bietet nicht nur Systemintegration für Umspannwerke sowie herkömmliche und erneuerbare Kraftwerke an, sondern stellt auch ein eigenes Hardware-Sortiment her, das speziell für den Einsatz auf dem Energiesektor ausgelegt ist. Seit 2014 ist NEOPIS Mitglied der COPA-DATA Partner Community. Hyeon Hui Choe, Manager bei NEOPIS, erklärt, warum sich sein Team für den Einsatz der Automatisierungssoftware zenon von COPA-DATA für die Windkraftanlage Jeju Sangmyeong entschieden hat: „zenon kann nachweisliche Erfolge in der Energiebranche vorweisen und unterstützt maßgebliche Kommunikationsprotokolle wie IEC 61850, IEC 60870 und IEC 61400-25. Mit der hochflexiblen Software lassen sich sowohl die strengen Anforderungen an die Steuerungsaufgaben in diesem Projekt erfüllen als auch die erforderliche Redundanz bereitstellen.“

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Abbildung 2: D ie s e s E i n l i n ie n s c h a ltbi ld ve r m it te lt e i ne n u m fa s s e nde n Ü b e rbl ic k üb e r d a s Hoc h- (15 4 kV ) u nd Nie de r s pa n nu n g s net z ( 22 ,9 kV ) u nd S c h a lt ge räte, e i n s c h l ie ßl ic h det a i l l ie r te r Tra n s for m ator i n for m at ione n.

Die sieben Windturbinen werden über das ECMS basierend auf zenon und unter Verwendung des Protokolls IEC 61850 sicher und effektiv gesteuert. KOS TE N G Ü N S TI G E S TE U E R U N G F Ü R D I E E N E RG I E S P E I C H E R U N G Das Power-Management-System (PMS), die Software, über die das ESS gesteuert wird, wurde von NEOPIS ebenfalls unter Verwendung von zenon implementiert. zenon visualisiert und steuert, wie viel Energie in den Akkus gespeichert ist und wie viel Strom direkt ins Netz geliefert wird. Im System können bestimmte Parameter definiert werden, die regeln, wann Energie gespeichert wird. Dies beeinflusst beispielsweise die relativen Kosten. Nachts ist der Strom aufgrund des eingeschränkten Bedarfs billiger. Für eine höhere Rentabilität wird der Strom dann verkauft, wenn der beste Preis erzielt werden kann. zenon bietet die Flexibilität, diese Prozesse im PMS zu automatisieren. Alternativ kann der Bediener diese entsprechend aktueller Umstände manuell anpassen.

Abbildung 3: E i n l i n ie n s c h a ltbi lde r w ie d ie s e s Nie de r s pa n nu n g s s c h a lt a n la ge n-Bi ld ze ige n w ic ht ige I n for m at ione n k la r u nd a n s c h au l ic h .

zufrieden. Mit zenon haben wir eine zentrale Lösung für die Steuerung und Überwachung sowohl des Windparks als auch der Energiespeicherabläufe – inklusive integrierter Redundanz, dank derer der Betrieb selbst bei einem Systemausfall aufrechterhalten werden könnte.“ E I N E I NTE G R I E R TE LÖS U N G Ein weiterer Grund dafür, warum sich NEOPIS bei dieser Annwendung für den Einsatz von zenon entschieden hat, ist das integrierte System zenon Logic, das als Soft-SPS dient. Die IEC 61131-3-Programmierschnittstelle zenon Logic ist seit vielen Jahren integraler Bestandteil von zenon und bietet Automatisierungsingenieuren beträchtliche Vorteile. zenon und zenon Logic greifen auf eine gemeinsame Datenbank und gemeinsame Variablen und Datentypen zu, die vom System erstellt, erweitert oder gelöscht werden können. NEOPIS hat mit zenon Logic maßgeschneiderte Funktionalitäten programmiert, um die spezifischen Anforderungen dieses Projekts zu bewältigen.

„zenon ist für uns die bevorzugte Wahl für Projekte dieser Art.“ HYEON HUI CHOE, MANAGER BEI NEOPIS

Projektmanager Jun Seon Lee merkt an: „zenon hat sich als hochintuitives System für die Steuerung und den Betrieb der Anlage bewährt. Wir sind dadurch in der Lage, die Prozesse rund um die Energiespeicherung so zu automatisieren, dass wir die Umsatzgenerierung optimieren können. Wir sind mit der Leistung und dem Betrieb des Systems sehr

Hyeon Hui Choe von NEOPIS erklärt: „zenon Logic bietet eine äußerst zuverlässige Steuerung und ist gleichzeitig eine weitaus kostengünstigere Lösung als jede andere brauchbare Alternative. Am spannendsten ist für uns bei diesem Projekt, dass zenon viele Rollen innerhalb einer physischen Anlage übernehmen kann: Soft-SPS, SCADA,

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ECMS & PMS Data Flow Diagram ECMS & PMS Primary Server

ECMS & PMS Secondary Server

ESS Data Storage

Redundancy

zenon driver

Modbus Master

IEC 61850 Client

zenon Historian SQL Server Interface

zenon driver

Modbus Master

IEC 61850 Client

zenon

Microsoft SQL Server 2012 database

Historian SQL Server Interface

ODBC

ethernet switch

Modbus Slave

IEC 61850 Server

PCS

BMS

Meters and protection relays

LG Electronics

LG Chem

SEL

IEC 61850 data flow

Modbus TCP/IP (Primary Server)

SQL database data flow

Modbus TCP/IP (Secondary Server)

ECMS = Electrical Equipment Control and Monitoring System PMS = Power Management System ESS = Energy Storage System PCS = Power Conditioning System BMS = Battery Management System

Abbildung 4: Net z pla nd ia g r a m m von E C M S u nd PM S , e i n s c h l ie ßl ic h Sy s te m komp one nte n , Date n f lu s s u nd Re du nd a n z .

HMI, Datenbankserver und Datenanalyse, und das alles gesichert über flexible und schnell konfigurierbare Out-ofthe-box-Redundanzoptionen. Das macht zenon nun für uns zur bevorzugten Wahl für Projekte dieser Art.“

H I G H LI G HT S :

KO NTA K T:

–

I EC 6 1 8 5 0 - ko nfo rmes Ele c tric al Eq uipme nt Control a n d M onitoring Syste m (EC M S)

–

Flexibles Powe r- M a nag e me nt-Syste m (P M S) f ür die Ste u e rung un d Ü b e r wa ch ung d e r En e rgiesp eich e rung

You ng S u K im Te ch nic al S ales G e n e ral M a nag e r CO PA- DATA Korea youngsu . kim @ copa data .com

–

S ch n ell konf ig urie rba re eing e ba ute Re dun da nz

–

I ntegrie r te , I EC 6 1 13 1 -3 - ko nfo rme S of t-S P S (ze n on Logic)

–

S p ezielle Kombination a us S of t-S P S , SC A DA , H M I , Date nba nkse r ve r un d Date na nalyse in ein e m ze ntrale n Syste m

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Mit zenon das Verteilnetz führen

hren

unktionieren, sbaut? Und was er Beitrag.

Was hat zenon mit dem Verteilnetz zu tun? Kann das überhaupt funktionieren, wenn man ein HMI/SCADA-System zu einem vollwertigen DMS ausbaut? Und was bedeutet eigentlich DMS? Diese und weitere Fragen klärt dieser Beitrag.

KO M P LE XE S Ein Distribution Management System (DMS), im Deutschen C HT Netzleitsystem genannt, wird benötigt, um ein elektrisches un auf eine Stadt, einen NetzBezirk zu führen. Generell kann ein elektrisches Netz völlig nennt man es Verteilnetz. Beifunktionieren, wie man anhand der elektrischen ungeführt wangsläufig neue HerausfordeInstallation eines Hauses sehen kann. Ein Hausnetz stellt z-Segmenten tangiert mehrere aber ein sehr kleines Netz dar und ist in Bezug auf eine Rekann hunderttausende Men-unbedeutend. Der Ausfall eines Hausnetzes hat gion eher atz zu einem Hausnetz keine„lebt“ Auswirkung auf andere Haushalte. Außerdem wird manent erweitert und umge- selten umgebaut oder erweitert. ein Hausnetz mmen und neue Betriebe sich

N E T Z F Ü H R U N G F Ü R KO M P LE XE S V E R TE I LN E T Z G E S U C HT Skaliert man ein Hausnetz nun auf eine Stadt, einen Bezirk oder ein ganzes Bundesland, nennt man es Verteilnetz. Bei Skalierungen ergeben sich zwangsläufig neue Herausforderungen: Ein Ausfall von Netz-Segmenten tangiert mehrere Haushalte, ein Totalausfall kann hunderttausende Menschen betreffen. Im Gegensatz zu einem Hausnetz „lebt“ ein Verteilnetz. Es wird permanent erweitert und umgebaut, weil Häuser hinzukommen und neue Betriebe sich

Erschienen in

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Nr. 32, Oktober 2017 © Ing. Punzenberger COPA-DATA GmbH www.copadata.com/iu

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ansiedeln. Ein erhöhter Energiebedarf erfordert neue Leitungen. Unter solchen Umständen darf ein Netz nicht sich selbst überlassen bleiben: Ein permanenter Blackout wäre die Folge. Daher benötigt es eine Netzführung, etwas, das den ständigen Überblick hat und weiß, welche Position die Hochspannungsschalter haben, welche Schaltungen notwendig werden, um neue Leitungen und Kabel einzubinden oder Wartungen durchzuführen. Die Netzführung muss den Fokus darauf haben, so wenigen Kunden wie möglich die Energieversorgung zu entziehen. Früher genügte es, eine Pinnwand mit einem Netzplan aufzuhängen und anhand verschiedenfarbiger Pins die Schalterstellungen nachzuführen. Alle Schalthandlungen wurden feinsäuberlich in ein Schaltbuch eingetragen. Die Kommunikation mit dem Service-Personal erfolgte über Telefon oder Funk. Spezialisten führten „per Hand“ die Netzberechnungen durch. Heute benötigt der Verantwortliche für die Netzführung (Operator) eine technische Unterstützung wegen der schieren Menge an Daten, die in der Netzleitstelle auflaufen. Dieses System nennt man Netzleitsystem oder DMS. Grob eingeteilt decken solche Systeme zwei Aufgabenbereiche ab: Sie stellen Messwerte und Positionen von Hochspannungsschaltern dar und protokollieren deren Bedienung. Dieser Teil wird meistens als SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) bezeichnet. Der zweite Block dient der Berechnung des Netzes in Bezug auf Lastflüsse, Kurzschlussberechnungen, Einstellung von Löschspulen, Stufenschaltern bei Transformatoren etc. Beide Bereiche dienen dazu, den Betrieb des Netzes aufrecht zu erhalten. Denn das Netz wird von unterschiedlichen Faktoren beeinflusst: Das können geplante Schalthandlungen sein, die notwendig sind, um das Netz zu erweitern oder um Wartungsarbeiten durchzuführen. Viel heikler sind Faktoren wie veränderliche Last, Stromerzeugung und Störungen. Um schnell auf diese Einflüsse reagieren zu können und den Netzbetrieb weiter aufrecht zu halten, gibt man dem Operator unterschiedliche Informationen an die Hand. Zum einen bekommt er Echtzeitinformationen in Form von Meldungen, Alarmen und Stellungsmeldungen von Schaltgeräten. Zum anderen geben Nicht-Echtzeitdaten weitere Informationen zur Lokalisierung eines Problems oder wie viele Kunden davon betroffen sind. Diese Informationen können z. B. aus einem geographischen Informationssystem (GIS) bzw. einem kaufmännischen System wie SAP stammen. WA S E I N D M S LE I S TE N M U S S Blicken wir nun durch die technische Brille auf das DMS. Als erste Frage stellen wir uns, woher diese vielen Daten kommen und wie ein DMS eine Pinnwand mit Netzplan ersetzen kann? Der erste Teil der Frage ist leicht beantwortet: Schnittstellen liefern die Daten. Ein DMS braucht Schnittstellen in allen Bereichen, mit denen es zu tun hat. Die Informationen, die früher über Telefon mitgeteilt wurden, kommen nun automatisch über die Fernwirktechnik in der Netzleitstelle an. Leider gilt das nicht für jeden Schalter, der für die Netzführung erforderlich ist. Je nach Ausbaugrad des Fernwirknetzes bzw. der betrieblichen Notwendigkeit gibt es nach wie vor Schalter, die nicht ferngemeldet sind. Um nun auch diese Schalter im DMS richtig darzustellen, benötigt man eine Funktion, die dem händischen Nachführen auf der Pinnwand entspricht. Bei zenon heißt diese Funktion „Handnachführung“. Der Vorteil einer Handnachführung im DMS gegenüber der Pinnwand liegt darin, dass das DMS gleichzeitig den Zustand des Netzes berechnen kann und dem Operator zusätzliche Informationen gibt. Der Operator erfährt, ob eine Leitung durch die Schaltung unter Spannung gesetzt,

230 7

H I G H LI G HT S : –

Ein Distrib ution M a nage me nt Syste m (D M S), im D e ut sch e n N etzleit syste m g e na n nt, wird zum Füh re n ein es ele k trisch e n N etzes b e n ötigt .

–

Früh e r reichte es a us , ein e Pin nwa n d mit ein e m N etzpla n a uf zuhä ng e n un d a n ha n d ve rschie d e nfa rbig e r Pins die S chalte rstellung e n na chzuf üh re n .

–

Ein D M S b e n ötigt S ch nit t stelle n f ür alle B e reich e , mit d e n e n es zu tun hat – a uch f ür G I S (G e o I nform ationssyste m e) un d ka uf mä nnisch e Syste m e .

–

M it d e r L ast flussre ch n ung lässt sich ein N etz üb e r wa ch e n un d a uf kritisch e Situation e n hinweise n .

–

D e r State E stimator gibt Auskunf t üb e r N etzS egme nte , die nicht g e messe n sin d un d somit n ur g eschätz t we rd e n könn e n .

–

CO PA- DATA e r weite r t ze n on suk zessive mit D M S Funk tion e n .

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Simulation & Replay

Events

Alarms

Single line Diagram

Historian

Fault Location

Trending

Reporting SQL

zenon core

Topology

State Estimator

Load Flow

User Management

Control

Process Recorder Command processing

Command Sequencer Drivers

ausgeschaltet, geerdet oder mehrfach versorgt ist. Zusätzlich kann das DMS vor der Schaltung berechnen, ob durch diesen Eingriff Verbraucher stromlos werden oder ob es zu einer Überlastung von anderen Netz-Segmenten kommen wird. Das System unterstützt den Operator und bewahrt ihn vor Fehlbedienungen. Neben den Schnittstellen für die Erfassung des Netzzustands und der Fernsteuerung von Betriebsmitteln wie Schalter, Transformatoren, Schutzgeräten etc. braucht das DMS auch Schnittstellen zu anderen Systemen für Geo-Informationen, Kundendaten und für die Ablage der gesammelten Daten zur Weiterverwendung durch andere Systeme. Somit dient das DMS als Schnittpunkt oder Gateway einer Vielzahl von unterschiedlichen Informationen. Ein Trend betrifft auch das DMS: Daten, die von mehreren Systemen benötigt werden, können in einer Cloud abgelegt werden. Mit einem DMS möchte man immer wissen, wie der Zustand des Netzes ist. Die dafür notwendigen Berechnungen

Abbildung 1: E i n ige r e leva nte ze non Mo du le, m it de ne n e i n Ve r te i l net z s y s te m f ü r k le i ne bi s m it t le r e St adt we rke ge s teue r t u nd üb e r w ac ht we r de n k a n n.

übernimmt ein Lastfluss-Modul. Das Modul berücksichtigt die Topologie des Netzes, dessen Einspeisungen und Lasten und errechnet daraus die Spannungen und die Verteilung der Leistung bzw. Ströme. Aus diesen Berechnungen lassen sich Funktionen ableiten, die notwendig sind, um das Netz zu überwachen oder um bei Schalthandlungen auf die mögliche Überlastung von Betriebsmitteln hinzuweisen. Außerdem kann die Lastflussberechnung im Simulationsmodus genutzt werden. Bei der Überwachung wird die sogenannte N-1-Berechnung durchgeführt. Die N-1-Berechnung beschäftigt sich mit der Frage: Was würde beim Ausfall eines Betriebsmittels passieren. Würde dadurch ein anderes Betriebsmittel an seine Grenzen stoßen, ausfallen oder gar eine Kettenreaktion auslösen? Daher kann man mit den Ergebnissen der N-1-Berechnung schon Maßnahmen ergreifen, bevor dieser Worst-Case eintritt.

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Abbildung 2: E i n M it te l s pa n nu n g s net z , i n e i ne m zoomba r e n We ltbi ld d a r ge s te l lt , g ibt de n nöt ige n Ü b e rbl ic k .

K LU G E S SC H ÄT Z E N H I LF T, DA S N E T Z S TA B I L Z U H A LTE N Bei der Lastflussrechnung wird davon ausgegangen, dass das Netz mit vielen konsistenten Messwerten ausgestattet ist. Ein Umstand, der beim State Estimator nicht unbedingt notwendig ist. Der State Estimator berechnet den aktuellen Zustand von Lasten und Einspeisungen. Er überprüft Messwerte, erkennt falsche Messwerte und schätzt fehlende Messwerte (daher „Estimator“). Grundlage hierfür sind die aktuellen Messwerte aus dem Leitsystem. Anhand dieser Daten kann der State Estimator für das Netzmodell eine Lösung der komplexen Spannungen fi nden, die bestmöglich mit den vorhandenen Messwerten übereinstimmt. Ziel der State Estimation ist ein konsistenter und vollständiger Messwertsatz, der als Basis für weitere Lastflussrechnungen oder Kurzschlussstromberechnungen dient. Zudem werden die errechneten Messwerte auf vorgegebene Grenzwerte überprüft. Die Visualisierung der errechneten Werte erfolgt üblicherweise mit einer eigenen Kennung. Dabei werden Operator bzw. Systembetreuer auf grobe Abweichungen zu vorhandenen Messwerten hingewiesen. Die Funktionen Lastflussrechnung und State Estimator zählen zu den höherwertigen Netzleitfunktionen, die ein immanenter Bestandteil von DMS sind. Daher arbeitet

COPA-DATA an einer Implementierung dieser Funktionen. Nicht nur um sein Geschäftsfeld in Richtung Verteilnetze auszuweiten, sondern auch um seine Position in der Umspannwerksautomation zu festigen. Denn auch hier werden immer öfter Algorithmen der komplexen Strom- und Spannungsberechnung benötigt.

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M EH R EI G EN V ER A NT WO RT U N G: ZEN O N S TÄ R K T EN ERG I EI N FR A S TR U K T U R I N H A N O I

Ein Netzwerk für die Zukunft

Innerhalb Vietnams staatlicher Elektrizitätsgesellschaft ist die EVN Hanoi für die Versorgung der Region Hanoi zuständig. PETROLEC, ein vietnamesischer COPA-DATA Distributor, unterstützte die EVN maßgeblich bei der Implementierung eines neuen, zenon-basierenden Steuerungssystems in mehr als 30 ihrer 110-kV-Umspannwerke.

Die Entwicklung einer effektiven und nachhaltigen Energieversorgung ist ein wesentliches Ziel und die Basis der sozialökonomischen Entwicklungspolitik Vietnams. Ein sicheres, zuverlässiges Stromnetz soll sowohl Auslandsinvestitionen anziehen und unterstützen als auch den wachsenden gewerblichen und privaten Bedarf decken. Das verlangt eine vorausschauende Strategie im Bereich des nationalen Energiemanagements. Die Regierung Vietnams hat zusammen mit der Elektrizitätsgesellschaft EVN einen auf 15 Jahre ausgelegten Erschienen in

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Investmentplan ausgearbeitet. Er soll landesweit ein zuverlässiges, nachhaltiges Netz für die Erzeugung, Übertragung und Verteilung von Elektrizität sichern. Effektive Steuerungs- und Überwachungssysteme sind hierbei wesentliche Bestandteile. In der Vergangenheit wurde das existierende Stromnetz durch zusätzliche Umspannwerke ergänzt und in einer Reihe von großen, schlüsselfertigen Projekten umgesetzt. Dadurch konnte der staatliche Energiebetrieb jedoch auf die Wartung und Weiterentwicklung der implementierten Systeme nur

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Abbildung 1: K la r u nd deut l ic h : ze non v i s u a l i s ie r t d ie ge s a mte au f I E C 618 5 0 ba s ie r e nde Net z we rk a r c h ite k t u r u nd ge w ä h rle i s tet d ie Ve r sor g u n g s s ic he rhe it d a n k s toßf r e ie r Re du nd a n z .

wenig Einfluss nehmen. Um die notwendigen Reparaturen und Wartungarbeiten zuverlässig zu gestalten, war es unerlässlich, die Kontrolle über die Umspannwerke zurückzugewinnen. Nur so konnten Kosten und Unannehmlichkeiten kurzfristig minimiert und langfristig ein stabiles, rentables Wachstum des Netzes gesichert werden. KO NTRO LLE Z U R Ü C KG E WI N N E N 2014 begann die EVN Hanoi mit der Aktualisierung der Steuerungs- und Überwachungssysteme in 23 ihrer 110-kVUmspannwerke. Das Unternehmen wollte unbedingt eine neue Lösung mit lokalem Support und einfacher Wartung für die hauseigenen Ingenieure. Das bedeutete allerdings auch eine Abkehr von etablierten Zulieferern. Um das Risiko dieser Entscheidung zu minimieren, entschied sich das Energieversorgungsunternehmen für einen Test des neu ausgewählten Systems in vorerst nur einem Umspannwerk. Dazu Dao Hoang Quang, Leiter des regionalen Hanoi Lastverteilers: „Wir haben uns verschiedene Lösungsvorschläge angesehen und mehr als eine davon auch getestet. Wir waren von PETROLECs zenon-Anwendung sehr angetan, weil sie alle unsere Anforderungen in Bezug auf Leistung, Wartung und Kommunikation erfüllen konnte und uns der angebotene Support von PETROLEC beeindruckt hat.“

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Abbildung 2: A l le s i m Bl ic k : E i n l i n ie n s c h a ltbi lde r ve r m it te l n w ic ht ige I n for m at ione n üb e r d ie d r e i ve r s c h ie de ne n Spa n nu n g s p ege l i m Um s pa n nwe rk (110 kV, 35 kV u nd 22 kV ).

Da das EVN Hanoi-Team zenon noch nicht kannte, musste der lokale COPA-DATA Distributor dem Unternehmen gerade in der Anfangsphase häufig unter die Arme greifen, zum Beispiel beim Implementieren des ersten Projekts. Das System wurde parallel zu einem bestehenden System in einem 110-kV-Umspannwerk installiert. Dao Hoang Quang erklärt: „Wir haben die zenon-Anwendung für drei Monate getestet und waren sehr zufrieden. Das Testprojekt festigte unser Vertrauen in die Automatisierungssoftware, das Engagement und die Unterstützung durch das PETROLEC-Team. Vor allem waren wir zuversichtlich, dass unsere Ingenieure vor Ort das System in Zukunft selbst warten und zenon in weiteren Projekten anwenden können.“ Ü B E R B LI C K Ü B E R E I N VI E LFÄ LTI G E S Ö KOSYS TE M Nach dem erfolgreichen Test sollte zenon ursprünglich in 23 EVN Hanoi 110-kV-Umspannwerken als HMI/SCADALösung installiert werden. Dies umfasste ein vielfältiges Ökosystem von heterogenen Hardwarekomponenten sowie Hard- und Software vieler verschiedener Zulieferer. Dao Hoang Quang: „Unsere Ingenieure waren beeindruckt von der ausgereiften Konnektivität der COPA-DATA Software. zenon konnte problemlos mit Produkten von vielen Herstellern kommunizieren. Zum Beispiel mit einigen sehr spezifischen Komponenten wie Smart Meters, aber auch mit

„Mit zenon haben wir ein System gefunden, das uns die notwendige Übersicht über unsere Vorgänge gibt. Mit dem System konnten wir die Kontrolle über unsere eigene Infrastruktur zurückgewinnen und die Kosten dafür kurz- und langfristig senken.“ DAO HOANG QUANG LEITER DES HANOI REGION LOAD DISPATCH CENTERS (HLDC), EVN HANOI

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Abbildung 3: D ive r s e Det a i la n s ic hte n l iefe r n de m A nwe nde r det a i l l ie r te r e I n for m at ione n üb e r e i n ze l ne Komp one nte n de s Um s pa n nwe rk s. I m Bi ld: de r „G e s u nd he it sz u s t a nd “ e i ne s Tra n s for m ator s.

Kommunikationsstandards, die für unsere Branche eher unüblich sind.“ zenon unterstützt nativ mehr als 300 Treiber und Protokolle und gewährleistet damit eine beispiellose Flexibilität bei der Kommunikation mit Hard- und Software. Zusätzlich unterstützt zenon die energiespezifischen Kommunikationsprotokolle IEC 60870 und IEC 61850 – für eine sichere, konforme und zuverlässige Kommunikation vom IED bis zum Lastverteiler. E I G E N V E R A NT WO R T U N G U N D LO K A LE N S U P P O R T S TÄ R K E N Obwohl das ursprüngliche Projekt mithilfe von PETROLEC entworfen wurde, sind die Ingenieure der EVN Hanoi mittlerweile selbst für das gesamte System verantwortlich. Das bringt entscheidende Vorteile in Bezug auf die Systemwartung. Dao Hoang Quang erklärt: „Wir können nun das gesamte Engineering selbst erledigen und Probleme viel schneller beheben. Wir sind nicht mehr auf Drittunternehmen aus dem Ausland angewiesen und können viele Probleme intern lösen. Das ist ein klarer Vorteil bei Geschwindigkeit und Support-Kosten.“ „Bei Bedarf können wir außerdem einfach bei PETROLEC anrufen. Unser Team kann immer auf die zenonHilfetexte zurückgreifen, die speziell für unser Projekt in vietnamesischer Sprache bereitgestellt wurden. Mit PETROLEC haben wir einen hervorragenden lokalen Partner an der Hand.“ E I N S I C H E R E S I N V E S TM E NT Dank der frühen Erfolge geht die Kooperation weit über das ursprünglich geplante Ausmaß hinaus. zenon wurde mittlerweile in mehr als 30 Umspannwerken innerhalb des regionalen Energienetzes der EVN Hanoi installiert. Neben der Steuerung und Überwachung vor Ort bietet zenon auch eine Übersicht über die Funktion und Wartung des gesamten Systems im Lastverteiler Hanoi.

Dao Hoang Quang: „Mit zenon haben wir ein System gefunden, das uns die notwendige Übersicht über unsere Vorgänge gibt. Mit dem System konnten wir die Kontrolle über unsere eigene Infrastruktur zurückgewinnen und die Kosten dafür kurz- und langfristig senken. Wir sind begeistert, in PETROLEC und COPA-DATA starke Partner gefunden zu haben. Die Kooperation erlaubt uns eine bessere Leistungsfähigkeit und ist die Basis für die langfristige Entwicklung und Expansion des Stromnetzes.“

H I G H LI G HT S : –

I ntuitives , of fe n es Syste m , das die Eige nve ra nt wor tung de r I nge nie ure vor O r t stä rk t

–

Engagie r te r lokale r Distributor mit weitreich e n d e r I n dustrie e r fa h rung

–

Flexible , of fe n e Ve rn etzung mit dive rse n H a rdwa re kompon e nte n üb e r Sta n dor tgre nze n hinweg

–

U nte rstützung d e r I EC 6 0 870 un d I EC 6 1 8 5 0 Kommunikationssta n da rds

–

Stoßf reie Re dun da nz

–

Koste ngünstig e Wa r tung vor O r t

–

Kontin uie rlich e r S uppor t durch ein e n lokale n Pa r tn e r

KO NTA K T: G ia ng N g uyen B in h Dire c tor P E TRO LEC gia ngn b @ p etrole c .vn

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ZE NON SUCCE SS STORY

O FFEN E SC H N IT TS TELLEN F Ü R EFFIZI ENTE EN ERG I E V ERTEI LU N G:

Bellinzona sichert Energieversorgung Seit beinahe 150 Jahren wird die Hauptstadt des Tessins, Bellinzona, vom Unternehmen AMB mit Energie und Kommunikation versorgt. Nun war es Zeit, die Technik zu erneuern und an aktuelle Anforderungen und Normen anzupassen. Dieses komplexe Projekt nahm man gemeinsam mit dem Experten COSTRONIC SA und mit der Software zenon von COPA-DATA in Angriff.

Die Azienda Municipalizzate Bellinzona (AMB) sichert schon seit 1869 die Energieversorgung für Bellinzona und die Nachbargemeinden. Circa 15.000 Haushalte beziehen heute von AMB neben schneller Telekommunikation per Glasfasernetz und sauberem Trinkwasser auch durchschnittlich 280 GWh Strom pro Jahr. Die Energie wird über ein 50 kV/16 kV-Netz verteilt. Rund 20% des Energiebedarfs werden aus Wasserkraft und Photovoltaik erzeugt. Erschienen in

Als es darum ging, die schon betagte und lokal verteilte Bedienung der 50 kV/16 kV-Energieversorgung auf ein zentrales Leitsystem umzustellen, beauftragte AMB die COSTRONIC SA mit der Umsetzung. Erfahrungen in erfolgreicher Zusammenarbeit hatte man bereits bei einem Kraftwerksprojekt gesammelt.

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Abbildung 1: I n de r L e it w a r te h ab e n d ie M it a rb e ite r i m me r Ü b e rbl ic k üb e r d a s komplet te Net z u nd kön ne n je de r ze it bi s i n d ie Det a i l s zoome n.

SC H R IT T F Ü R SC H R IT T Z U R S I C H E R E N E N E RG I E V E R SO RG U N G AMB wollte nicht einfach nur die in die Jahre gekommene Technik ersetzen, sondern vor allem ein sicheres und hochverfügbares System aufbauen. Eine zentrale Anforderung war dabei die gesicherte Erfüllung der gesetzlichen Vorgabe für lückenlose 10-Jahres-Archive. Außerdem sollte sichergestellt werden, dass die Mitarbeiter im 24-Stunden-Pikettdienst im Kontrollzentrum ihre Informationen in Echtzeit erhalten. Perfekter Überblick über alle Informationen und schneller Zugriff auf aktuelle und gespeicherte Daten wurden ohnehin als Standard angesehen. Der Systemintegrator COSTRONIC SA baute das Projekt mehrstufig auf und setzte es gezielt in mehreren Schritten um. Als Basis wurde erst ein einfaches Unterprojekt realisiert. Dieses wurde dann zu einer Mehrprojektverwaltung ausgebaut, welches als Multi-Client fungierte. Dann folgte der Schritt zur vertikalen Redundanz als Multi-StandbyServer und schließlich die Anbindung zum übergeordneten Lastverteiler. Nachträglich wurden auch noch 80 Transformatoren (16 kV) und Verteilerkästen (400 V) per IEC 61850 integriert. Für Claude Nidegger, Verkaufsleiter der COSTRONIC SA, war die Entscheidung für zenon als Visualisierungssystem naheliegend: „zenon ist perfekt skalierbar und konnte so ideal an die wachsenden Anforderungen angepasst werden. Vor allem die einfache Wiederverwendung von Bildern und Symbolen sowie die Unterstützung vieler Energieprotokolle haben uns die Projektierung sehr erleichtert. Die nachträgliche Visualisierung von 80 Transformatoren und Verteilerkästen wurde über die indizierte Bildumschaltung problemlos realisiert.“

Abbildung 2: Be i de r Ve r te i lu n g von 5 0 kV au f 16 kV w i r d de r Zu s t a nd je de r L e it u n g üb e r A L C e xa k t a n ge ze ig t.

E N E RG I E V E R SO RG U N G I N B E LLI N ZO N A GESICHERT Im Endausbau steuern und visualisieren mehrere Server und Clients mit zenon die sieben Schneider Modicon M340 über Open Modbus TCP/IP sowie die 120 Schneider Schutzrelais über IEC 61850. Die Anbindung erfolgt über die in zenon bereits mitgelieferten Direkttreiber. Zur Runtime wird das gesamte Netz als zenon Weltbild dargestellt und per Automatic Line Coloring eingefärbt. Die Bediener haben jederzeit Überblick über das komplette Netz und können gleichzeitig bei Bedarf bis in die Details zoomen. Jeder der Server verfügt über eine SQL-Anbindung. Da die komplette Technik vertikal und horizontal redundant ausgelegt wurde, ist auch sichergestellt, dass bei einem Hardwarefehler keine Daten verloren gehen und die gesetzliche Aufzeichnungspflicht lückenlos erfüllt wird. Die sorgfältige Umsetzung hat AMB überzeugt. Pasqualino Pansardi, Power Generation Manager bei AMB: „Die Projektierung erfüllt voll unsere Ansprüche und Vorgaben. Wir haben im Lauf des Projekts die Vorteile offener Schnittstellen und einfacher Skalierung schätzen gelernt.“ Bellinzona kann sich auf seine Energieversorgung weiter verlassen. Steuerung und Visualisierung entsprechen jetzt allen behördlichen Vorschriften und unternehmerischen Anforderungen. Ü B E R D I E COS TRO N I C SA Die COSTRONIC SA wurde 1986 gegründet und hat sich seither als Experte im Energiebereich etabliert. Die Teams des Schweizer Integrators haben bereits über 2.500 Automatisierungsprojekte realisiert: Für Wasserkraftwerke und die Übertragung und Verteilung von Hoch-, Mittel- und

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Abbildung 3: Abläu fe u nd Zu s t ä nde de r Tu rbi ne n la s s e n s ic h m it e i ne m Bl ic k e r fa s s e n. Be i Be d a r f kön ne n d ie M it a rb e ite r pr oble m los Det a i l s a n ze ige n l a s se n.

Niederspannung-Versorgung ebenso wie für Straßen- und Infrastruktur-Projekte. COSTRONIC ist seit Juni 2012 Mitglied der COPA-DATA Partner Community. Weitere Informationen: www.costronic.ch. Ü B E R D I E SATO M E C AG Die SATOMEC AG ist ein Handelsunternehmen mit Werksvertretungen für Automatisierungssysteme. Der zenon Distributor mit Sitz in Cham unterstützt seine Kunden in der Schweiz und Liechtenstein mit hoch qualifiziertem Support, Beratung, Schulung und Trainings. Steuerungssysteme, Visualisierung, HMI bzw. IPC und Netzwerktechnik zählen zu den Kompetenzen des Schweizer Unternehmens mit 15 Mitarbeitern. Die SATOMEC AG wurde 1976 gegründet und ist seit 2005 im privaten Besitz der Familie Studhalter. Weitere Informationen: www.satomec.ch.

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Abbildung 4: I n e i ne m ze non We ltbi ld we r de n a l le L e it u n ge n u nd St at ione n a n ge ze ig t. Dab e i k a n n de r Au s s c h n it t b e l iebig ge zoomt u nd ve r s c hob e n we r de n.

AMB UND ZENON IM Ü B E R B LI C K : –

7x S ch n eid e r M o dicon M3 4 0 üb e r M o db us

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4x 3 0 S ch n eid e r S ch utzrelais üb e r I EC 61850

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I ntegrie r te Dire k t treib e r I EC 6 0 870, I EC 6 1 8 5 0 un d O p e n M o db us mit Zeit ste mp el

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S e r ve r un d M ulti-Sta n dby-S e r ve r unte r Win dows S e r ve r 201 2 un d Win dows 8 .1

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M e h rmonitorlösung zur pa rallele n Auf schaltung m e hre re r B ilde r

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SQ L-An bin dung

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Weltbild f ür Ü b e rblick un d D etaila nzeig e des komplet te n N etz we rks

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Ü b e rsichtlich e Einfä rb ung d e r Leitung e n un d ih re r Zustä n d e

KO NTA K T: E lg er G led hill Ve rka uf sleite r ze n on S chweiz / Lie chte nstein S atom e c AG info @ satom e c .ch

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FER N Ü B ERWAC H U N G U N D -S TEU ER U N G F Ü R V ERTEI LTE ER N EU ER BA R E EN ERG I EER ZEU G U N G

Auf dem Weg zum ausfallfreien Betrieb mit zenon und Microsoft Azure

Die Fernverwaltung von Stromerzeugungsanlagen bietet ganz besondere Herausforderungen, nicht zuletzt bei der effizienten Überwachung des Betriebs. Der slowenische Erzeuger von erneuerbarer Energie Gorenjske Elektrarne stellte sich dieser Aufgabe mithilfe einer neuen, technisch fortgeschrittenen IoT-Lösung, bei der die Software zenon von COPA-DATA mit den Cloud-Diensten von Microsoft Azure kombiniert wird. Erschienen in

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Gorenjske Elektrarne ist ein Tochterunternehmen von Elektro Gorenjska, eines der führenden Energieunternehmen in Slowenien. Es ist spezialisiert auf die Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen, unter anderem Solar- und Wasserenergie. Es liegt an der Natur der Energiequellen, dass die Energieerzeugungsanlagen dieses Unternehmens oft an abgelegenen und unzugänglichen Standorten liegen. Dadurch entstehen große Herausforderungen bezüglich Überwachung und Steuerung dieser Standorte.

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optimieren und einen Überblick über alle betrieblichen Parameter zu erhalten. zenon hat uns dabei unterstützt und somit zur Verbesserung der Kraftwerksleistung beigetragen, bei gleichzeitiger Senkung der Betriebskosten.“ Das Team von Gorenjske Elektrarne implementierte die zenon Überwachungs- und Steuerungslösung intern. Aleš Ažman berichtet: „Der Erfolg des Teams offenbarte sich in den Auswirkungen dieser Modernisierung – sofort nach Inbetriebnahme Ende 2007 zeigte sich eine Produktionssteigerung.“

„zenon ist einfach zu implementieren und extrem robust im Betrieb. Wir waren sehr überzeugt von zenon und entschieden deshalb, es zu unserer Standardlösung zu machen.“ JURIJ ČADEŽ, GORENJSKE ELEKTRARNE, PROJEKTMANAGER

Gorenjske Elektrarne begann im Jahr 2006 mit dem Einsatz der SCADA-Software von COPA-DATA, als zenon im Rahmen eines Modernisierungsprojektes im Wasserkraftwerk Soteska für die lokale Steuerung und Überwachung gewählt wurde. Das Team von Gorenjske Elektrarne war sehr zufrieden mit der verbesserten Übersichtlichkeit und Verfügbarkeit, die durch zenon entstand. Jurij Čadež, Projektmanager bei Gorenjske Elektrarne: „zenon ist einfach zu implementieren extrem stabil im Betrieb. Wir waren sehr überzeugt von zenon und deshalb entschlossen wir uns, es zu unserer Standardlösung zu machen.“ V E R B E S S E R TE S I C HTBA R K E IT F Ü R G E S TE I G E R TE N O U TP U T Das nächste Modernisierungsprojekt im Jahr 2007 betraf das 125-kW-Kleinkraftwerk in Sorica. zenon wurde als lokales SCADA-System für die Steuerung des Betriebs, die Aufzeichnung von wichtigen Anlagenparametern, die Visualisierung des gesamten Kleinkraftwerks, die Benachrichtigung der Techniker im Falle von Alarmen und suboptimalem Betrieb sowie für die spätere betriebliche Auswertung und Optimierung implementiert. Die Modernisierung des Anlagenleitsystems mit zenon führte zu einer Senkung der Betriebskosten um 30 % sowie einer Steigerung der Produktivität um 15 %, indem Ausfallzeiten und suboptimaler Betrieb eliminiert wurden. Aleš Ažman, Geschäftsführer bei Gorenjske Elektrarne: „Unsere Erfahrungen mit der Lösung von COPA-DATA sind sehr gut. Für uns war es wichtig, die Produktionskosten zu

Z E NTR A LI S I E R TE S TE U E R U N G SO RGT F Ü R KOS TE N E R S PA R N I S S E Das Sorica-Projekt war der Anstoß für eine Initiative zur Verbesserung der zentralisierten sowie der dezentralisierten Überwachung aller Kraftwerksbetriebe, die von 2010 bis 2013 durchgeführt wurde. In den Jahren 2014 und 2015 wurden dann weitere 23 Photovoltaik-Kraftwerke an das zentrale SCADA-System angeschlossen. zenon wurde flächendeckend implementiert, um die Live-Anzeige von Betriebsparametern, Alarmverwaltung und Videoaufzeichnungen im Steuerzentrum in Kranj zu ermöglichen. Über den zenon Webserver und Webclients können diese Informationen auch an jedem dezentralen Ort mit einer Internetverbindung anzeigt werden. Der zenon Webserver Pro erlaubt es den Bedienern, eine Verbindung mit dem zentralen zenon SCADA-System herzustellen und so die Kraftwerke von jedem beliebigen Ort aus zu überwachen und zu steuern. Diese Möglichkeit war ausschlaggebend für die Reduktion der Betriebskosten. Durch die Einblicke, die zenon ermöglicht, können vom Hauptquartier in Kranj aus Ereignisse in den Kraftwerken diagnostiziert und Strategien entwickelt werden, noch bevor die Servicetechniker zu den Standorten geschickt werden – was enorme Zeit- und Kostenersparnisse bedeutet. Aleš Ažman beschreibt weitere Vorteile: „Nach der zenon Integration konnten wir anhand unserer Daten massive Verbesserungen beobachten. Die Wartungsprozesse wurden optimiert, die Betriebskosten wurden gesenkt und sinken nach wie vor.“

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Da s i nteg r ie r te Rep or t i n g von ze non ze ig t sowoh l E c ht ze itd ate n a l s auc h h i s tor i s c he P r oze s s pa ra mete r u nd e r mög l ic ht som it e i ne e i n fac he A n a ly s e.

ze non i nte g r ie r t L ive -Vide os von w ic ht ige n St a ndor te n f ü r e i ne e i n fac he Ü b e r w ac hu n g u nd Au s we r t u n g. H ie r w i r d e i n ve rb e s s e r te r Ü b e rbl ic k de s Wa s s e rk ra f t we rke s S ote sk a sow ie v ie r Det a i la n s ic hte n de s s e lb e n St a ndor te s ge ze ig t.

Jurij Čadež bestätigt: „Die einhundertprozentige Ausfallsicherheit von zenon ist ein Riesenvorteil für uns. Das Optimierungsprojekt führte zu einer Reduktion von Ausfallszeiten und suboptimalem Betrieb. zenon ermöglicht es uns, die Probleme aus der Ferne zu begutachten und zu diagnostizieren, noch bevor sie eine negative Auswirkung auf die Produktion haben. Hohe Wasserstände und Flutwasser bergen große Risiken, darum ist es wichtig für uns, den Betrieb aus der Ferne steuern zu können. zenon hat sich dabei als sehr nützlich erwiesen.“ SC HWI E R I G E KO M M U N I K ATI O N SAU FGA B E N B R AU C H E N K R E ATIV E LÖS U N G E N In den letzten Jahren hat Gorenjske Elektrarne seine Stromerzeugungskapazität stetig ausgebaut und betreibt nun 15 Wasserkraftwerke, 23 Photovoltaik-Anlagen und drei Kombikraftwerke in ganz Slowenien. zenon wurde in allen Anlagen implementiert, um Prozessdaten und Kennzahlen aus den SPSen auszulesen und für eine effektive Kraftwerkssteuerung und -absicherung zu sorgen. Der nächste Schritt wird die Integration von kleineren Anlagen und Kombikraftwerken sein. Durch die geographischen Einschränkungen, denen das Unternehmen ausgesetzt ist, musste Gorenjske Elektrarne auf einen Mix aus Kommunikationslösungen setzen, um das Ziel einer zentralen Übersicht über alle Standorte zu erreichen.

Die Errichtung eines eigenen Kommunikationsnetzwerkes über eine dermaßen ausgedehnte Fläche wäre zu kostspielig. Darum musste das Unternehmen auf IP-VPN über Mietleitungen setzen sowie, an manchen sehr abgelegenen Orten, auf Satellitenverbindungen. Satellitenverbindungen sind sehr unzuverlässig und zenon spielte eine Hauptrolle bei der Netzwerküberwachung und der Sicherheit der Kommunikationsausrüstung. Diese Herausforderungen zwangen das Unternehmen dazu, nach kreativen Lösungen für einen zuverlässigen und flexiblen Überblick über seine Anlagen von beliebigen Standorten aus zu suchen. Dabei stieß Gorenjske Elektrarne auf die Möglichkeiten, die zenon in Kombination mit der Cloud-Plattform Azure von Microsoft inklusive der Azure IoT Suite bietet. Microsoft Azure bietet eine hochskalierbare Plattform für die einfache und kostengünstige Bereitstellung von Unternehmensanwendungen aus der Cloud. zenon unterstützt die volle Integration mit den CloudDiensten von Microsoft Azure. Es handelt sich hierbei um eine skalierbare Plattform, die entworfen wurde, damit Unternehmen von der Skalierbarkeit, Agilität und Wirtschaftlichkeit einer Cloud profitieren können, ohne dafür Anwendungen umschreiben zu müssen. Benutzer können Anwendungen auf beliebigen Geräten einsetzen, ohne diese umzuprogrammieren, wodurch der Voraufwand reduziert wird und eine schnelle Inbetriebnahme von Cloud-Lösungen sichergestellt wird.

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Azure Remote Service

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Cloud-basierend

zenon Runtime Real-Time Client

Azure DynDNS

Azure Virtual Network

KWKW1

KWKW2

KWKWn

PKW1

PKWn

...

on premise

zenon Projektarchitektur

Leitzentrale

GEK

KKW3

Virtual Private Network

zenon KWKW 1

...

KWKW 15

15 Kleinwasserkraftwerke

PKW 1

...

PKW 23

23 Photovoltaik-Kraftwerke

KKW 1

...

KKW 3

3 Kombikraftwerke

G or e njske E le k t ra r ne b et r e ibt nu n 15 Wa s s e rk ra f t we rke, 23 Photovolt a i k-A n la ge n u nd d r e i Kombi k ra f t we rke i n ga n z Slowe n ie n. ze non w u r de i mple me nt ie r t , u m P r oze s s d ate n u nd Ke n n z a h le n au s de n SP S e n au sz u le s e n u nd f ü r e i ne ef fe k t ive K ra f t we rk s s teue r u n g u nd -abs ic he r u n g z u sor ge n. ze non i s t nu n vol l m it de n C loud-D ie n s te n von M ic r osof t A z u r e i nte g r ie r t.

D I E C LO U D SO RGT F Ü R SC H N E LLE E I N B LI C K E Gorenjske Elektrarne setzt nun auf zenon in Kombination mit Microsoft Azure für den schnellen und einfachen Zugriff auf die Steuerzentrale von Gorenjske Elektrarne. Nun können Informationen ohne Verzögerung auf mobilen Clients visualisiert werden. Die Mitarbeitet müssen lediglich Remote Clients auf ihren internetfähigen PCs, Tablets oder Smartphones installieren und können dann über eine gesicherte Verbindung auf zenon zugreifen. Mit wenig Vorlaufkosten und ohne Bedarf an spezieller Hardware kann Gorenjske Elektrarne nun jedem Teammitglied einen betrieblichen Überblick bieten. Dieser Überblick besteht aus einem Echtzeit-Dashboard mit der gesamten Infrastruktur des Unternehmens, die sich über 36 verteilte Kraftwerke erstreckt. Techniker und Vorarbeiter können die benötigten Informationen mit ihren Android Smartphones abrufen. zenon läuft auf Azure und liefert die richtigen Informationen in

Echtzeit. Dadurch kann das Team schnellstmöglich reagieren und optimale Entscheidungen anhand von zuverlässigen und hochqualitativen Daten treffen. Jurij Čadež erzählt: „Die Anwendung ist extrem schnell und reaktionsfreudig. Ich bin sehr zufrieden mit dem Ergebnis unseres letzten zenon Projektes, bei dem Microsoft Azure als Plattform zum Einsatz kommt. Es ist von großem Nutzen für unser Unternehmen.“ Benutzer können sich ohne großen Aufwand Alarme, Events, Trends und Reports anzeigen lassen, wann und wie sie wollen. Azure passt sich automatisch an, je nach Bedarf – bei Aktivitätsspitzen aufgrund eines Vorfalls oder eines Alarmzustands gibt es volle Unterstützung ohne spürbaren Leistungsabfall. Jurij Čadež fährt fort: „Einer der Gründe, warum wir zenon von COPA-DATA als Standardlösung gewählt haben, ist das exzellente Technik-Know-how des COPA-DATA Teams. Dieses Wissen stellen Sie immer wieder unter Beweis und wir haben vollstes Vertrauen in ihre Lösungen

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ze non läu f t au f A z u r e u nd l iefe r t d ie r ic ht ige n I n for m at ione n i n E c ht ze it. D ie M it a rb e ite r mü s s e n le d ig l ic h Re mote C l ie nt s au f i h r e n i nte r net fä h ige n P C s , Tablet s o de r Sm a r t phone s i n s t a l l ie r e n u nd h ab e n d a n n e i ne n ge s ic he r te n Zu g r i f f üb e r M ic r osof t ‘s A z u r e Re mote S e r v ice s.

und ihren Entwicklungsweg. Wir wissen, dass das COPADATA Team die vielversprechendsten neuen Technologien früh zum Einsatz bringt, aber nur wenn es den Kunden greifbare Vorteile bringt. Dadurch können wir sichergehen, dass zenon Lösungen stets zuverlässig, effizient und leicht zu bedienen sein werden.“

F E R N Ü B E RWAC H U N G U N D -S TE U E R U N G M IT Z E N O N U N D M I CROSO F T A Z U R E –

Lokale Ü b e r wa ch ung un d Ste u e rung mit zuve rlässig e n Date n

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Ze ntralisie r tes Leit syste m mit Echtzeitintegration von Prozessdate n , Live -Vide o un d I nform ation e n zur N etz we rküb e r wa ch ung

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I ntegration mit M icrosof t A zure f ür sch n elle n un d einfa ch e n Zugrif f a uf unte rn e hm e nsweite I nform ation e n

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Fe rnzugrif f a uf die ze n on Anwe n dung üb e r An droid S ma r tph on es

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Einfa ch e r un d sch n elle r Zugrif f a uf Ala rme , Eve nt s , Tre n ds un d Re por t s , una bhä ngig von Zeit un d O r t .

KO NTA K T: J a kob M iazg a S ales M a nag e r CO PA- DATA C e ntral E aste rn Europ e / M iddle E ast ja kob. miazga @ copa data .com

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Mit dem Command Sequencer der zenon Energy Edition Kosten sparen und Fehler vermeiden

SCHALTFOLG E N AUTOMATISIE RE N Auf dieses Modul hat die zenon Energy-Welt gewartet! Konzipiert wurde der zenon Command Sequencer für die lokale Steuerung in Umspannwerken und Netzleitstellen. Flexibel erstellte und in einer geschützten Umgebung getestete Befehlsfolgen tragen dazu bei, die Arbeitslast des Bedieners zu reduzieren.

Völlig unabhängig von den verwendeten Kommunikationskomponenten können mit dem Command Sequencer Befehlseingaben in einem grafischen Editor in Form eines Stapelprogramms zusammengestellt werden. Nach Überprüfung und Test führt das Modul dann diese Sequenz an Schaltaktionen automatisiert aus. Das ist besonders nützlich bei Wiederholungen derselben Schaltfolgen sowie bei sehr langen oder sehr komplizierten Reihen an Schalthandlungen. Was für den Integrator ungewöhnlich erscheinen mag: Die Schaltfolge programmiert er nicht in einem eigens dafür vorgesehenen Gerät (z. B. Feldleitgerät, Fernwirkkopf, RTU oder SPS), sondern konfiguriert sie direkt im HMI/SCADAServer. Der Grund für die Unterbringung der Schaltfolgen in eigenen Geräten ist meist das Vertrauen in deren Verfügbarkeit. Mit dem zenon Command Sequencer ist dies nicht mehr notwendig. Die zenon Redundanzmechanismen erhöhen die Verfügbarkeit beinahe auf 100 Prozent. Außerdem wurden Vorkehrungen getroffen, die eine Schaltfolge anhalten, wenn es während der Ausführung zu Ausfällen kommt. So prüft das Modul ständig die Verriegelungsbedingungen. Selbst wenn sich Verriegelungsbedingungen während des Laufs der Schaltfolge ändern, hält das Modul die Ausführung der Sequenz an. Ein großer Vorteil der zenon Variante gegenüber der Geräte-Variante: Anwender können die Schaltfolgen im Simulationsmodus erstellen und – vor allem – eingehend testen. Aber was ist mit dem Thema Prozess-Simulation in zenon? Muss sich der Projektant überlegen, wie er den Simulationscode entwickelt? Nein, die zenon Energy Edition bietet ein Tool und Algorithmen, die das Zusammenspiel von Befehlsvariablen und Rückmeldevariablen auch im Simulationsmodus gewährleisten, ohne dass der Projektant eine Zeile Simulationscode programmieren muss. Er kann Schaltfolgen jederzeit anlegen und adaptieren: Das bietet wesentlich mehr Flexibilität als eine starr einprogrammierte SPS-Lösung. Dies ist besonders bei einem Verteilnetz relevant, dessen Topologie sich evolutionär ändert. Hier kann der Dispatcher selbst zum Werkzeug greifen und

die Schaltfolgen in einer geschützten Umgebung anpassen – zu jeder Zeit. Sobald die Schaltfolge eingehend getestet ist, kann sie freigegeben werden. Das User-Management gewährleistet, dass nur eine verantwortliche Person die Freigabe erteilen kann. D I E VO R TE I LE D E S Z E N O N CO M M A N D S EQ U E N C E R S : – Immer wiederkehrende Schalthandlungen automatisieren – Komplexe Schaltfolgen ergonomisch konfigurieren und per Mausklick starten – Keine SPS-Programmierung für Schaltfolgen notwendig – Erstellen und Testen der Schaltfolge im Simulationsmodus – Teaching: Aufzeichnen der Schaltfolge während der Bedienung im Einlinienschaltbild – Zeit und Kosten sparen, Fehler vermeiden jürgen r esch, industry m a nager energy & infr a struc t ur e

Vid eo: M it d em „Com m a n d Seq uen cer “ Sch al t folg en einfach konfig u rieren , testen u n d a u sfü h ren S c a n & Play!

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information unlimited das magazin von copa-data Nr. 29, April 2016 © Ing. Punzenberger COPA-DATA GmbH www.copadata.com/iu

Vid eo: zenon â&#x20AC;&#x201C; Au tom at isieren Sie I h re Prod u k t ion s u n d I nfra st ru k t u ra nlag en s pielerisch einfach . S c a n & Play!

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