Die Stromversorgung im Chemiepark Knapsack in Hürth bei Köln wird über 6-kV- und 20-kV-Mittelspannungsnetze sowie 400-V- und 500-V-Niederspannungsnetze sichergestellt, die von der Firma Infraserv Knapsack (ISK) betrieben werden. „Insgesamt gibt es circa 2000 elektrische Messstellen und 500 Mittelspannungsfelder auf dem 160 Hektar großen Gelände“, erklärt Markus Kanonenberg, der für die energietechnische Planung bei ISK zuständig ist. „Außerdem ist das Mittelspannungsnetz vollständig an ein Leitsystem angebunden und kann von der zentralen Leitstelle aus überwacht und geschaltet werden.“

In der betrieblichen Praxis kommt es auch im Netz des Chemieparks zu Störungen, deren Ursachen sowie Auswirkungen sowohl möglichst schnell als auch umfassend analysiert und behoben werden müssen. Der Betreiber ist natürlich an einer möglichst unterbrechungsfreien Versorgung seiner 24/7-produzierenden Kunden interessiert. Tritt ein Ereignis auf, werten Schutzgeräte, Netzanalysatoren und Leitsystem die aufgenommenen Störschriebe aus.

Zeitsynchronisation ist ein Muss

Um diese Störschriebe richtig zuordnen und auch die korrekte Abfolge von Ereignissen an verschiedenen Stellen des Stromnetzes in Zusammenhang bringen zu können, ist eine genaue und übereinstimmende Zeitsynchronisation aller Komponenten notwendig. Dabei gab es in der Vergangenheit allerdings immer wieder Probleme: „Die meisten Komponenten zur Störungsanalyse werden zur Zeit über das Leitsystem mit dem Protokoll IEC 60870-5-103 beziehungsweise -104 synchronisiert“, so Kanonenberg. „Der Zeitmaster erhält die Zeitinformationen von einer GPS-synchronisierten Uhr, die in der zentralen Leitstelle angebracht ist, und gibt das Signal an die jeweiligen RTU-Einheiten in der Schaltanlage weiter.“ Die vorhandene Installation der Switche sowie die verschiedenen Kabellängen zu den Anlagen führen dabei zu erheblichen Laufzeitunterschieden.

Die Zeits­ynchronisation der Schutztechnik erfolgt mittels Protokoll IEC-60870-5-103 und NTP vom zen­tralen Leitsystem aus.

© Omicron Lab

Diese Unterschiede sind typisch für die klassische telegrammbasierte Zeitsynchronisation gemäß IEC 60870-5-103. Bei diesem Verfahren, das auch von den Schutzgeräten im Chemiepark bisher verwendet wurde, wird die Signallaufzeit nicht kompensiert. Bei der Verteilung und Verarbeitung der Zeitsignale kommen weitere Verzögerungen hinzu, so dass in der Realität letztlich Unterschiede im Bereich von 100 ms bis 200 ms möglich sind.

Neben den über IEC 60870 verbundenen Schutzrelais werden Netzanalysatoren über ein Ethernet-Netzwerk mittels NTP synchronisiert. Hier wird die Signallaufzeit zwar teilweise kompensiert, jedoch hängt die Synchronisationsgenauigkeit maßgeblich von der Anzahl der Switche im Netzwerk sowie der Netzwerk-Auslastung ab. Somit schwanken die mit NTP zu erreichenden Genauigkeiten je nach Netzwerk-Infrastruktur in einem Bereich von wenigen Millisekunden bis hin zu 50 ms und mehr. Die Folge: Störschriebe von Geräten lassen sich nicht ohne manuelle Nachbearbeitung übereinanderlegen und vergleichen. Eine genaue Analyse der Reihenfolge von Ereignissen im Fehlerfall ist nur dann möglich, wenn diese in Abständen von mehreren 100 ms auftreten.

PTP-Netzwerk mit dezentralem Zeitmaster

Um große Zeitverzögerungen im Netzwerk künftig zu vermeiden, entschied sich ISK, im Rahmen eines Pilotprojektes ein PTP-Netzwerk einzurichten. PTP und NTP sind protokollbasierte Methoden der Zeitsynchronisation und funktionieren nach einem ähnlichen Prinzip. Im Unterschied zu NTP kommen bei PTP spezielle Netzwerk-Komponenten zum Einsatz, so dass eine Genauigkeit von besser 1 µs erreichbar ist.

Im Rahmen des Pilotprojektes wurde ein PTP-Netzwerk eingerichtet. Die Zeitsynchronisation der Schutztechnik erfolgt mittels der PTP-Kom­ponenten von Omicron Lab.

© Omicron Lab

Das im Chemiepark eingerichtete PTP-Netzwerk besteht aus zwei spe­ziellen Synchronisationslösungen von Omicron Lab – der PTP-Zeitreferenz ‚OTMC 100‘ und dem PTP-Zeitkonverter ‚Ticro 100‘ – sowie dem PTP-Switch ‚RSP20‘ von Hirschmann. Dabei fungiert das ‚OTMC 100‘ als PTP-Grandmaster gemäß IEEE 1588 PTP und dient gleichzeitig als NTP-Zeitserver. Eine Besonderheit des Gerätes ist, dass sich die GPS-Antenne, der GPS-Empfänger und die eigentliche Zeitreferenz in einem für die Mast­montage optimierten, wetterfesten Gehäuse befinden. Die gesamte Datenkommunikation und Stromversorgung erfolgt über einen IP67-Ethernet-Stecker an der Unterseite des Antennengehäuses. Mit Energie versorgt wird der Grandmaster mittels eines PoE-Injektors. Die Signallaufzeit zwischen dem ‚OTMC 100‘ und dem PTP-Switch wird automatisch kompensiert. Durch die GPS-Anbindung wird eine Zeitgenauigkeit des Gerätes von besser ±100 ns im Vergleich zur Weltzeit (UTC) erreicht.

Synchronisation nicht PTP-fähiger Komponenten

Die meisten derzeit in der Energietechnik installierten Komponenten wie Schutzgeräte oder Störschreiber unterstützen die Zeitsynchronisation mittels PTP allerdings nicht. Aber: Sie unterstützen häufig eine Synchronisation mittels Zeitsignalen wie DCF77 oder IRIG B. Mit dem PTP-Zeitkonverter ‚Ticro 100‘ lassen sich diese Geräte in das PTP-Netzwerk einbinden. Dabei ist der Ticro 100 ist über PTP an den Grandmaster angebunden und stellt die lokal benötigten Zeitsignale zur Verfügung. Je nachdem, wie das angeschlossene Gerät synchronisiert wird, stellt der Zeitkonverter an zwei elektrischen, zwei optischen und an einem Optokoppler-Ausgang das gewünschte Zeitreferenzsignal bereit. Dabei lässt sich jeder Eingang indi­viduell konfigurieren, so dass ein Zeitkonverter mehrere Schutzgeräte verschiedener Hersteller mittels unterschiedlichen Zeitsignalen synchronisieren kann. Der Zeitkonverter selbst ist drahtgebunden oder per LC-Anschluss faseroptisch in das PTP-Netzwerk einzubinden. Dadurch lassen sich Entfernungen zum nächsten PTP-Switch von 100 m (elektrisch) oder bis zu 2 km (faseroptisch) überbrücken. Die Signallaufzeiten werden hier mittels PTP kompensiert.

Somit tritt nur noch auf der kurzen Strecke zwischen dem Zeitkonverter und dem Schutzgerät ein Laufzeitunterschied auf. Die DCF77-Zuleitung zu den Schutzgeräten im Chemiepark Knapsack hat eine Gesamtlänge von circa 24 m, so dass die Entfernungen zwischen Ticro 100 und den Schutzgeräten zwischen 2 m und 16 m betragen. Der auf dieser Strecke entstehende Zeitversatz von 10 ns bis 80 ns ist bezogen auf das gesamte System irrelevant und vernachlässigbar. Die dritte wesentliche Komponente ist der PTP-Switch. Er macht das PTP-Netzwerk erweiterbar.

Maximal 1 ms Zeitdifferenz

Der Zeitkonverter 'Ticro 100' ermöglicht die Anbindung des bestehenden Equipments an das PTP-Netzwerk.

© Omicron Lab

Für das Pilotprojekt wurden zunächst eine Mittelspannungsschaltanlage mit neun Schutzrelais von einem ‚Ticro 100‘ mittels DCF77-Zeitsignal synchronisiert. Mit Hilfe eines zweiten Zeitkonverters wurden auch Netzanalysatoren über das IRIG-B-Zeitsignal synchronisiert. Ein Vorteil des IRIG-B- und des DCF77-Signals besteht zudem darin, dass es sich nicht zur bidirektionalen Kommunikation nutzen lässt und nur die Zeitinformation überträgt. So kann aus einem gesicherten Netzwerk ein Zeitsignal in ein Gerät entnommen werden, ohne das Netz zu öffnen. Im Rahmen der PTP-Netzwerk-Konfiguration und Inbetriebnahme wurden dafür zunächst per Web-Interface die Einstellungen für das OTMC 100, den PTP-Switch sowie die beiden Ticro 100 vorgenommen. Dabei wurden die entsprechenden IP-Adressen vergeben und die Protokolle zur Zeitsynchronisierung eingerichtet. „Um die Genauigkeit des Systems zu prüfen, haben wir bei verschiedenen Schutzgeräten zeitgleiche Netzstörungen simuliert und die Zeitstempel der Störfallmeldungen verglichen, um die zeitliche Abweichung zu bestimmen“, erläutert Florian Fink, Applikationsingenieur für Schutzprüftechnik bei Omicron electronics. Bei der Prüfung wurde die Zeitsynchronisation einiger Schutzrelais auf das DCF77-Signal umgestellt, während andere Schutzgeräte mit dem Leitsystem synchronisiert blieben. Mit dem CMC-Prüfgerät und der Software ‚RelaySimTest‘ wurde ein Störereignis bei drei Schutzrelais synchron ausgelöst. Anschließend wurden die Störfallmeldungen aus den Schutzrelais ausgelesen und verglichen. „Dabei hat sich gezeigt, dass die Synchronisierung mittels IEC 60870 in einer einzelnen Anlage recht gut funktioniert. Es wurden Zeitdifferenzen von maximal 2 ms festgestellt“, so Fink. „Beim Vergleich mit der absoluten Uhrzeit – UTC–  hat sich allerdings schon ein Unterschied von bis zu 17 ms er­geben.“ Diese Differenzen im Bereich einer Periodendauer der Netzspannung können bereits Probleme bei der Ereignis­analyse verursachen.

Bei einem weiteren Test ging es ­darum, wie gut die Synchronisierung über das Leitsystem in zwei verschiedenen Schaltanlagen ist. „Bei der Prüfung der zentralen Synchronisierung der Schutzrelais mittels IEC 60870 hat sich ein erheblicher zeitlicher Versatz von bis zu 82 ms zwischen den zwei Schaltanlagen gezeigt“, erklärt Fink. „Ein Vergleich mit der absoluten Zeit ergab eine Differenz von bis zu 172 ms.“ Zur Verifizierung wurden zudem Prüfungen durchgeführt, bei der die Schutzrelais in beiden Anlagen über PTP mittels Ticro 100 synchronisiert wurden. Dazu wurde ein temporäres PTP-Netzwerk aus OTMC 100, RSP20 und Ticro 100‘ aufgebaut. „Zwischen den beiden ­Anlagen wurde dabei eine kaum darstell­bare Zeitdifferenz von 1 ms ermittelt. Diese Zeitdifferenz ist durch die Zeit­auflösung der verwendeten Schutzgeräte bedingt. Dies war für uns die Bestätigung, dass sich der Aufwand, auf PTP umzustellen, gelohnt hat“, erklärt Kanonenberg.

Autor:
Wolfgang Schenk arbeite als Sales- und Applikationsingenieur für IEEE 1588 PTP Timing Solutions bei Omicron Lab im österreichischen Klaus.