Jani Valtari ABB Electrification, Tampere, Finland, jani.valtari@fi.abb.com
Viele Länder haben sich ehrgeizige Ziele in puncto CO₂-Neutralität gesetzt – einige wollen ihre Ziele sogar bis zum Jahr 2025 umsetzen. Dies erfordert einen raschen Wandel. Eine bedeutende Rolle spielt dabei elektrische Energie, da sie mit einem geringen CO₂-Fußabdruck erzeugt und verteilt werden kann.
Allerdings wird die Stromerzeugung und -verteilung mit steigendem Anteil erneuerbarer Energien und einer breiteren Nutzung von Batteriespeichersystemen (BESS) zunehmend komplexer und unvorhersehbarer. Um den damit verbundenen bidirektionalen Energiefluss zu ermöglichen und trotzdem die notwendige Zuverlässigkeit zu gewährleisten, muss das Netz flexibler und verbraucherfreundlicher werden. Dies erfordert einen Wandel, der um einiges schneller vonstattengehen muss, als es zurzeit der Fall ist. Doch wie kann man dies beschleunigen und gleichzeitig die Robustheit und Zuverlässigkeit erhöhen, während sich das Stromnetz weiterentwickelt? In diesem Zusammenhang spielen Mittelspannungsschaltanlagen, die die Hochspannung vom Übertragungsnetz zur Verteilung an die Verbraucher heruntertransformieren, eine ebenso bedeutende Rolle wie die verwendete Schutz- und Steuerungstechnologie (P&C) [1–5].
Bisher beherrschten vorwiegend mikroprozessorbasierte Steuerrelais die Schutzsysteme in Schaltanlagen, doch das CPC-Konzept (Centralized Protection and Control) bietet nun eine neue Möglichkeit in Form einer digitalen, softwareorientierten Lösung [1,2], die alle P&C-Funktionen in einem einzigen CPC-Gerät bündelt und den Informationsfluss zwischen verschiedenen Komponenten, Schaltfeldern, Schaltanlagen und dem zuständigen Bedienpersonal in der Schaltanlagenumgebung über Kommunikationsnetze ermöglicht. Nach der erfolgreichen Einführung des CPC-Produkts ABB Ability™ Smart Substation Control and Protection für elektrische Anlagen SSC600 im Jahr 2018 →01 ist ABB noch einen Schritt weiter gegangen und hat 2023 mit SSC600 SW eine „virtualisierte“ CPC-Lösung auf den Markt gebracht, bei der die Software von der Hardware entkoppelt ist. Die „virtualisierte“ Umgebung ist von der zugrunde liegenden Plattform losgelöst und von den auf der Plattform laufenden Anwendungen isoliert [4,5]. Innovationen wie diese können dabei helfen, die notwendigen P&C-Funktionen in Schaltanlagen mit der erforderlichen Flexibilität zu überschaubaren Kosten zu realisieren, um letztendlich die Anforderungen an das Netz in puncto Versorgungssicherheit und Resilienz zu erfüllen.
Gefragt: Resilienz und Flexibilität
Traditionell geht es bei der Resilienz um die Erhaltung des Gleichgewichts im Netz und den Schutz vor Störungen – also die Fähigkeit des Netzes, seine Funktionsfähigkeit bei einem Ereignis aufrechtzuerhalten bzw. schnell wiederherzustellen. Daneben steht die Versorgungssicherheit – die Fähigkeit, Strom in der von den Verbrauchern benötigten Qualität und Menge bereitzustellen.
Mittlerweile wird der Begriff der Netzresilienz breiter gefasst [2,3] – als ein komplexer Prozess, der sich über mehrere Ebenen erstreckt und veränderlich ist – mit einem fließenden Übergang zwischen Funktion und Versagen. Die Fähigkeit zur Anpassung an Veränderungen ist hier entscheidend.
Resilienz bestimmt und begrenzt auch die maximale Geschwindigkeit eines systemischen Wandels. Neue Technologien wie 5G, virtualisiertes Echtzeit-Computing usw. können mit dem Netz verknüpft werden – aber nur, wenn dadurch die Resilienz der kritischen Infrastruktur nicht beeinträchtigt wird [3]. Und da auch das Thema Cybersicherheit an Bedeutung gewinnt, muss eine entsprechende Möglichkeit gegeben sein, das System anzupassen und zu aktualisieren. Außerdem sind Plattformen erforderlich, die den Betrieb auch während eines Updates fortsetzen [3]. Die Technologien zur Realisierung solcher Plattformen wie maschinelles Lernen (ML), künstliche Intelligenz (KI), 5G und virtualisiertes Echtzeit-Computing stehen jetzt erstmalig zur Verfügung. Benötigt wird ein komplettes CPC-System, das solche revolutionären Veränderungen beinhaltet oder unterstützt, wobei die optimale Integration dieser Technologien sorgfältig geplant werden muss.
Von CPC zum virtualisierten Ansatz
Im Laufe der Jahre hat sich der Schutz elektrischer Systeme von elektromechanischen Mechanismen zu mikroprozessorgesteuerten intelligenten elektronischen Schutzgeräten (IEDs) weiterentwickelt. Kommunikation ist eine wichtige Voraussetzung für die Entwicklung eines flexibleren, vernetzten und intelligenten Stromversorgungssystems. Die im Jahr 2004 erschienene Norm IEC 61850 treibt nicht nur entsprechende Veränderungen voran, sondern fördert auch das Interesse an CPC-Systemen. So hat ABB im Jahr 2018 das Smart Substation Protection and Control SSC600 zusammen mit neuen Engineering-Tools für den Support auf den Markt gebracht [1–3]. Beim CPC-Konzept wird die P&C-Funktionalität von mehreren auf der Feldebene installierten Geräten auf eine einzige zentrale Verarbeitungseinheit innerhalb der Schaltanlage verlagert, lediglich die Funktionalität der Prozessschnittstellen verbleibt in sogenannten Merging Units (MUs) auf der Feldebene. Ein SSC600-Gerät kann die Aufgaben von bis zu 30 Schutzrelais übernehmen. Die Vorteile sind eine verbesserte Funktionalität und reduzierte Gesamtlebenszykluskosten (bis zu 15 Prozent), wovon Energieversorgungsunternehmen (EVUs) und Stromkunden gleichermaßen profitieren →01.
Nun wurde das CPC-Konzept zu einem virtualisierten Ansatz (Virtualized Protection and Control, VPC) weiterentwickelt. Virtualisierung bedeutet hier die Erstellung eines abstrakten Abbildes einer traditionellen P&C-Lösung auf einem physischen Host (einer robusten Computerhardware) mithilfe von Software. Damit ist die Schutzanwendung nicht mehr an ein bestimmtes zentralisiertes Gerät gebunden, sondern ist ein Software-Image, das unabhängig auf unterschiedlichen industriellen Serverarchitekturen in verschiedenen Umgebungen implementiert werden kann. ABB hat im Jahr 2023 mit dem SSC600 SW, einer virtualisierten Version des SSC600, die weltweit erste VPC-Lösung vorgestellt. Das Ziel war es, die gleiche Zuverlässigkeit wie bei einem CPC-System zu erreichen, aber mit einer höheren Effizienz und weiter reduzierten Lebenszykluskosten.
IEC-Normen als Wegbereiter für CPC und VPC
Auch wenn sich die grundlegenden Funktionen von Schaltanlagen seit Jahren nicht verändert haben, befinden sich die Datenverarbeitung und Kommunikation in einem ständigen Fluss, was zur Entstehung wichtiger technischer Voraussetzungen für CPC-Systeme geführt hat.
So ermöglicht die IEC 61850 die schnelle und standardisierte Ethernet-basierte Kommunikation in Schaltanlagen. Mit dem Stationsbus, der in der IEC 61850-8-1 definiert ist, kann auf Kupferleitungen zwischen numerischen Schutzrelais auf horizontaler Ebene, d. h. zur Kommunikation zwischen Relais, verzichtet werden. Der in der IEC 61850-9-2 definierte Prozessbus erlaubt die Übertragung digitalisierter Informationen von Messwandlern oder Sensoren an andere Relais bzw. CPC-Einheiten und ermöglicht somit eine Verschiebung der P&C-Funktionen zwischen verschiedenen Relais bzw. CPC-Einheiten auf der Schaltanlagenebene.
Ein weiterer wichtiger Wegbereiter ist die in der IEC 61869-13 definierte MU, die die Schnittstelle zwischen den Messwandlern und einem Relais bzw. einer CPC-Einheit bildet [2]. MUs wandeln analoge Messgrößen von Strom-/Messwandlern, energiearmen Sensoren und binäre Informationen in zeitsynchronisierte digitale Daten um und ermöglichen so die Datenkommunikation über die logischen Schnittstellen. Die IEC 61850-9-2LE bzw. IEC 61869-9 definiert eine Abtastfrequenz von 4 kHz (für 50-Hz-Netze) bzw. 4,8 kHz (für 60-Hz-Netze) für Rohmesswerte, die an Netzteilnehmer übermittelt werden. Die MU kann zudem I/Os (Eingaben/Ausgaben) zur Handhabung abzweigbasierter digitaler Signale bereitstellen, den digitalen Zustand von Primärgeräten wie Leistungsschaltern, Trennschaltern und Erdungsschaltern an Netzgeräte kommunizieren und Auslöse- bzw. Ein- und Ausschaltsignale von einer externen Einheit über den IEC 61850-8-1-Stationsbus empfangen.
Dank Ethernet-basierter Technologie und der IEC 61850 kann eine Zeitsynchronisierung mit einer Genauigkeit von 1 µs erreicht werden. Dazu ist in jeder Schaltanlage eine GPS- oder gleichwertige Ressource gemäß IEEE 1588v2 und IEC 61850-9-3 erforderlich.
Ein hochverfügbares und zuverlässiges Kommunikationsnetzwerk ist eine weitere Voraussetzung für jede Architektur, in der ein CPC-/VPC-System zum Einsatz kommt. Um diese zeitkritische Anforderung zu erfüllen, verlangt die IEC 61850 die Anwendung der IEC 62439-3, die die beiden Protokolle PRP (Parallel Redundancy Protocol) und HSR (High-Availability Seamless Redundancy) definiert. Beides sind sogenannte Zero-Recovery-Time-Protokolle, das heißt, dass bei Ausfall einer Verbindung im Netzwerk keine Pakete verloren gehen – eine entscheidende Voraussetzung für CPC in Schaltanlagen.
Virtualisierungstechnologie
Wie beschrieben legen die IEC-Normen die Grundlage für die Weiterentwicklung des CPC-Konzepts. Eine logische Entwicklung ist die Virtualisierung des CPC-Systems – ein Konzept, das in der Informationstechnologie (IT) in Nicht-Echtzeit-Anwendungen bereits gang und gäbe ist. Da sich die für P&C-Aufgaben notwendige Deterministik und Zuverlässigkeit sowohl durch Hardware-Virtualisierung (HWV) als auch durch Kernel-basierte Virtualisierung und Virtualisierung auf Betriebssystemebene (OS) erreichen lassen, hängt die bevorzugte Wahl von den jeweiligen Anforderungen an die Performance und den Overhead ab. Jüngste Studien zeigen, dass sich die erforderliche Echtzeit-Performance mit Virtualisierungstechnologien erreichen lässt, die sowohl virtuelle Maschinen (VMs) als auch Container beinhalten [5], denn HWV bietet die stärkste Trennung zwischen verschiedenen VMs, während sich die Virtualisierung auf OS-Ebene durch den geringsten Overhead auszeichnet.
Aber warum sollte man P&C-Funktionen in einer Schaltanlage überhaupt virtualisieren? Da Virtualisierung ein plattformunabhängiges Bereitstellen, Ausführen, Austauschen und Migrieren von Software ermöglicht, lassen sich Anwendungen schnell und flexibel in einer Schaltanlage implementieren. Dies würde die Wartung und Aktualisierung der Hardware erleichtern und Kunden die Nutzung von Anwendungen verschiedener Anbieter sowie die Aktualisierung von Funktionen bei Bedarf ermöglichen. Doch das ist nur möglich, wenn die Virtualisierung in Echtzeit erfolgt – und genau das hat ABB erfolgreich getestet und verifiziert.
Mögliche Architekturen
Bevor ABB die Wirksamkeit der CPC- und VPC-Konzepte in Labor- und Feldversuchen testete, wurden verschiedene Architekturen evaluiert →04. Die Wahl der richtigen Architektur ist abhängig von den besonderen Anforderungen der jeweiligen Schaltanlage wie der Schutzphilosophie, den festgelegten Spezifikationen, den zeitkritischen P&C-Anwendungen, den Redundanzanforderungen auf der physischen, funktionalen und der Kommunikationsebene, der Flexibilität zur Anpassung an aktuelle Veränderungen des Verteilnetzes usw. [3,5,7].
04a Dezentralisiert. 
04b Zentralisiert. 
04c Hybrid.
04 Mögliche Schaltanlagenarchitekturen.
Traditionelle P&C-Architekturen verteilen den Schutz „dezentralisiert“ auf mehrere numerische Schutzrelais (Numerical Protection Relays, NPRs) →04a. Beim CPC-Konzept hingegen konzentriert sich die gesamte sicherheitskritische Intelligenz in einem Gerät. Eine entsprechende Redundanz sorgt dafür, dass bei einem Ausfall der vollständige funktionale Schutz gewährleistet bleibt [1] →02–03, 04b. Dies kann zum Beispiel durch Duplizieren des zentralen Geräts erreicht werden. Eine andere Möglichkeit ist die Verwendung eines hybriden Systems→04c, das beide Ansätze miteinander kombiniert – einen Reserveschutz auf Feldebene (für einen vereinfachten Schutz) und ein CPC-Gerät (für einen erweiterten Schutz) [3,4]. Der hybride Ansatz eignet sich ideal für die Nachrüstung bestehender Anlagen, da er die Einführung neuer Funktionalitäten wie Remote-Asset-Management und Fernkonfiguration, Upgrades, Analysen und fortschrittliche Anwendungen wie die Virtualisierung ermöglicht [6]. Nach erfolgreicher Evaluierung der drei Architekturen wählte ABB aufgrund der einfacheren Umsetzung den hybriden Ansatz für die ersten Pilotversuche in einer realen Umgebung [4,5].
Piloterfahrungen
Die ersten Pilotversuche für das CPC-System mit einer hybriden Architektur wurden von 2017 bis 2019 in Zusammenarbeit mit dem finnischen Verteilnetzbetreiber Caruna in einer Schaltanlage für 110 kV/20 kV mit Doppelsammelschiene und einem Leistungstransformator durchgeführt →05. Die Anlage im finnischen Noormarkku wurde zwischen dem 16. Juni 2017 und dem 2. Januar 2019 mit einer hybriden Architektur ausgestattet [1]. Während der Pilotphase traten 99 Kurzschlüsse und 69 Erdschlüsse auf, die alle erfolgreich von der CPC-Einheit (dem SSC600 von ABB) geklärt wurden. Die Ergebnisse zeigen, dass die CPC-Technologie die erforderliche Zuverlässigkeit
und Effizienz bietet.
Neben dem beschriebenen aktiven CPC-System hat ABB den Prototyp einer Lösung erstellt, die die hardwarebasierte CPC-Lösung durch Wrapping in einen Docker-Container virtualisiert. Containerisierung ist eine schlanke Virtualisierungstechnologie, bei der sich Container den Betriebssystem-Kernel teilen. Eine solche Lösung bietet verbesserte Echtzeitfähigkeiten und erfüllt die Latenzanforderungen für Anwendungen zur Schaltanlagenautomatisierung.
Die VPC-Lösung von ABB beinhaltete zwei separate VPC-Container auf einer Host-Hardware, die in der Schaltanlage im Standby-Modus betrieben wurden. Das heißt, sie haben die gleichen Schutzfunktionen wie die CPC-Einheit bereitgestellt, waren aber nicht in der Lage, Auslösebefehle an die Relais zu senden [5]. Die beiden VPC-Container liefen als Pilotsysteme vom 27. September 2021 bis zum 5. Januar 2023 über ein Jahr lang in der Anlage. Die dabei erfassten Ergebnisse →06 zeigen, dass das Verhalten beider VPC-Instanzen im untersuchten Zeitraum mit dem des physischen CPC-Geräts fehlerlos übereinstimmt. Die Schutzereignisse in beiden VPC-Images wiesen im Ereignisprotokoll die gleichen Zeitstempel auf wie das CPC-Gerät. Die Verarbeitung der vielen Fehler hatte keinerlei negative Auswirkung auf die Echtzeit-Performance →06 – ein voller Erfolg.
Systemvorteile und Implementierung
Die Ergebnisse der in Betrieb befindlichen CPC-Systeme entsprechen denen der beschriebenen Pilotversuche [7]. So ermöglicht seit 2020 ein SSC600 dem finnischen Energieversorger Parikkalan Valo ein effizienteres Netz- und Asset-Management und sorgt im Hinblick auf die Zukunft für die notwendige Flexibilität.
Die zusätzliche Flexibilität, die sich durch eine vollständig digitale Schaltanlagenlösung mit CPC- oder VPC-Systemen erreichen lässt, bietet viele Vorteile. Da sämtliche Funktionalität in einer Softwarelösung gebündelt ist, können alle Tests vor der Bereitstellung in einer digitalen Simulationsumgebung durchgeführt werden. Mithilfe umfassender Simulationswerkzeuge lassen sich alle notwendigen Tests ohne jegliche Kupferverdrahtung, MUs oder Schutz- und Steuerrelais durchführen, was Labortests in den frühen Engineering-Phasen erleichtert. Solche Tests können dabei helfen, das Design zu verbessern und spätere Testphasen zu vereinfachen, was potenziell zur Verbesserung der Systemzuverlässigkeit beiträgt [5,7]. Vorteile wie diese helfen EVUs letzten Endes dabei, mit geringeren Overhead-Kosten die notwendige Systemflexibilität zu erreichen, um angesichts der zunehmenden Anbindung dezentraler Energieressourcen die Resilienz und Versorgungssicherheit ihrer Netze zu verbessern →07.
Weitere Informationen
J. Valtari: „The carbon neutral society of the future needs resilient electric grids“. ABB Webstory, 2021.
ABB Webstory: „Virtualization is an important step in bringing clean energy to the world“.
ABB Pressemitteilung: „ABB launches world’s first virtualized protection and control solution“.
ABB Webseite: „Centralized protection for distribution substations“.
Literaturhinweise
[1] J. Valtari, et al., “Performance analysis of centralized protection and control solution for a distribution substation”, Proceedings. PAC World Conference, 2019, pp. 1 – 9.
[2] A. Sivesind, et al., “Pilot implementation of Centralized Protection and Control – SRP Experience”, ABB White Paper, 2022, pp. 1 – 24.
[3] ABB White paper, “Centralized protection and control – Enhancing reliability, availability, flexibility and improving operating cost-efficiency of distribution substations”, 2022, pp. 1 – 23.
[4] S. Schönborn, et al., “Real-Time Performance of Virtualized Protection and Control Software”, in CIRED, 27th Conference on Electricity Distribution, June 12-15, 2023, pp. 1,817 – 1,821.
[5] J. Valtari, et al., “Real-life Pilot of Virtual Protection and Control – Experiences and Performance Analysis”, in CIRED, 27th Conference on Electricity Distribution, June 12-15, 2023, pp. 2,268 – 2,272.
[6] S. Schönborn, et al., “The virtues of virtualization,” ABB Review 02/2023, pp. 118 – 123.
[7] J. Valtari, et al., “Functional testing of virtualized and centralized protection systems” in CIRED, 27th Conference on Electricity Distribution, June 12-15, 2023, pp. 3,513 – 3,517.
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