WO2015032627A1 - Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen anlagen bestehendem kraftwerksverbund - Google Patents

Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen anlagen bestehendem kraftwerksverbund Download PDF

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Andreas Geiger
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Thomas Schoch
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    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
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    • G05B19/02—Program-control systems electric
    • G05B19/04—Program control other than numerical control, i.e. in sequence controllers or logic controllers
    • G05B19/042—Program control other than numerical control, i.e. in sequence controllers or logic controllers using digital processors
    • G05B19/0421—Multiprocessor system
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
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    • G05B2219/33—Director till display
    • G05B2219/33273—DCS distributed, decentralised controlsystem, multiprocessor

Definitions

  • Control system for a power plant network consisting of several decentralized plants
  • the invention relates to a control system for a complex consisting of several decentralized plants power plant according to the preamble of claim 1.
  • Control systems for power plants are facing by the steadily progressing changes in the energy market towards many distributed and decentralized producers, increasingly changing requirements.
  • a decentralized, scalable system architecture of the control system is required in order to be able to continue to economically automate the entire range from smaller photovoltaic systems or combined heat and power plants to larger plants, such as complete refineries.
  • Due to increasing decentralization there is an increasing need for remote control of power plants and thus unmanned operation without a local server architecture.
  • Another requirement is the decentralized control of several plants or units of a fleet or a power plant network or the control of various loads in order to be able to react to the increasing volatility of the generation.
  • the structure of today's central power plant control systems can be subdivided essentially into the three functional levels field, automation and application level.
  • the automation level consists of the input / output (I / O) modules, which usually digitize the binary and / or analog signals from the field devices from the field level and for communication of a bus system in a bus protocol, such as for example Profibus, convert.
  • the data is then transferred via the bus to central automation ners (iA programmable logic controllers) where the processing functions (sequencers, controllers, control loops, etc.) are executed.
  • the results are then routed again from the automation computer via the bus to the T / O modules, where they are then converted into binary and analog control or switching signals.
  • the application level consists of a central server that covers functions such as engineering, operating / monitoring of the power plant, diagnostics, alarm management, etc.
  • the communication from this application server to the automation computers typically takes place via an Ethernet-based protocol.
  • the actual access to the application server then takes place via client PCs, which can be located inside or outside the power plant.
  • client PCs can be located inside or outside the power plant.
  • both the field devices and the automation and application servers are thus in one plant.
  • the automation servers of such control systems are usually designed for large systems with large signal numbers.
  • I / O modules input / output modules
  • Intelligent I / O modules are known, for example, from EP 0 620 510 A1. The here showed intelligent I / O modules, in contrast to conventional I / O modules already have a microcontroller for signal preprocessing and control of the connected field components.
  • the object of the invention is now to use the advantages of such intelligent modules for a control system in a power plant network, so as efficiently as possible to control several decentralized systems of the power plant network.
  • control system for an existing multi-decentralized plants power plant network with the features of claim 1.
  • control system for a power plant network consisting of several decentralized plants, in which each of the plants in a field level comprises a number of modules for connecting field components and the assemblies are interconnected via a communication bus system and exchange data, at least individual modules of the number of modules have computing capacity for performing automated control and / or regulating tasks, there is a consistent decentralization of automation functions.
  • sequencers, controls and controls run locally where the field components are connected, for example in the associated I / O modules. Compared to central automation, where many signals are routed to and processed centrally in an automation server, this has several advantages.
  • the automation of the connected field components takes place only on the intelligent I / O modules, so that a failure is without feedback on the entire power plant network.
  • the total availability of the power plant network is thus significantly increased and the previously mandatory, complex redundancy can be omitted.
  • the automation of individual field components is self-sufficient, ie even if a neighboring module or even the communication bus system fails, the functions can be performed locally on the internal intelligent I / O module continue to run.
  • the automation is maximally fast, as it takes place directly where the relevant signals are connected. In addition, there is no longer any need for a control room in which the central control technology components were previously accommodated.
  • the intelligent I / O modules can be integrated directly into the sub-distribution boxes in the field or even into the relevant field components themselves and are therefore as close as possible to the field components to be automated.
  • a central component as a link between I / O modules and visualization level is not required.
  • State changes and / or analog or binary field signals of the field components are transferred from the I / O modules to the communication bus and can be received and processed by each visualization station. Communication between the modules takes place via a real-time bus, to which all I / O modules are connected.
  • Intelligent field devices can be connected directly to the bus without additional I / O modules.
  • the modules are capable of automatically sending and receiving signals. This ensures direct communication with each other.
  • the I / O modules also record, for example, signal changes via time stamping and have a hardware / software interface.
  • Identifier i. it is possible to read parameters for service, diagnostics and integrated asset management.
  • a micro-automation server can be used, which is connected directly to the communication bus.
  • the micro-automation server can also be set up redundantly and operated in conjunction with other micro-automation servers as an automation cloud (distributed computing power). If the modules are based on a uniform platform concept, the I / O modules and the micro-automation modules are identical in terms of integration into the system. This means that instead of I / O functionality, additional computing power can also be installed in the form of micro-automation servers and vice versa. This leads to a further simplification in engineering and commissioning.
  • the communication bus system has at least one interface for connecting at least one application server.
  • the application server covers all functions for engineering, archive, reports, but also level 3 applications, such as Plant & Fleet Management and a Remote Expert Center.
  • the communication bus system has at least one interface for connecting control and monitoring units.
  • the operator control and monitoring can then take place, for example, via a local, central or mobile operator station, which is connected directly to the communication bus. If necessary, this can also be done wirelessly.
  • the operator station covers certain functionalities that normally run on the application server, e.g. Display of the operating screens, a buffer for process data, alarms, etc. This allows autonomous operation without an application server for a limited time. It is also possible that said functionalities run directly in the micro-automation server to enable interoperability with standard mobile HWs (e.g., smartphones, tablets) without additional software.
  • the application server can optionally be positioned locally in the plant, at another location or at the supplier.
  • both the at least one application server and / or the at least one operating and monitoring unit involved in an abstract IT environment Preferably, both the at least one application server and / or the at least one operating and monitoring unit involved in an abstract IT environment.
  • the application server is cloud-based, there is a distributed, real-time computing power that can dynamically adapt to current requirements.
  • the administra- tion of the cloud can then be carried out both by the customer and as well
  • the cloud is characterized by a high degree of scalability, so that even very small applications, such as individual heat pumps or micro-block heat and power plants, can be connected cost-efficiently.
  • elements of the network control technology such as, for example, medium-voltage substations or also consumers with generation or storage capacity, such as, for example, Private households, e-cars, are integrated into the cloud so that holistic automation concepts are made possible, as required in a smart grid.
  • control technology architecture has, as a further feature, interfaces to the tools of process engineering (for example, COMOS, Intergraph).
  • process engineering for example, COMOS, Intergraph
  • FIG. 2 schematically shows an integrated in a cloud control system for a power plant network.
  • FIG. 1 shows very schematically a communication bus system K, which is connected to a number of modules 10 for connection of field components 30 from a field level.
  • the modules exchange with each other via the communication bus system K and with an application server A and / or a mobile device B1 or permanently installed operating and monitoring devices. ten unit data.
  • FIG. 1- it is now provided that-as illustrated in the enlargement in FIG. 1-at least individual assemblies, be it the input / output assembly 10 for the field components 30, individual field components 30 themselves, or else optional micro-automation servers 20 in addition to their normal functionality Moreover, it also has computing capacity, for example in the form of FPGAs or other programmable logic devices 11, for carrying out automated control and / or regulating tasks.
  • a further step of this invention lies in the relocation of the application layer into an abstract IT environment C, which today is often also metaphorically referred to as "cloud.”
  • Computing capacity, data storage, network capacities or even finished software can be dynamically adapted to the requirements over the network the different plants of the
  • Power plant network are made available. The offer and use of these services takes place via defined technical interfaces and protocols. As schematically indicated in FIG. 2, the range of services offered in the context of cloud computing encompasses the entire spectrum of information technology. The following expansion stages and advantages result for the control technology of a power plant network:
  • Expansion level 1 In addition to the current architecture, several systems can be operated with one control system (server farm at the customer's site). Redundant and thus expensive application servers for each system can be omitted.
  • Stage 2 Customer only buys a cloud service, the server farm is with the supplier.
  • the control technology is feasible as a service from a central control room of the supplier, which is ideal especially for unmanned installations.

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  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Testing And Monitoring For Control Systems (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen Anlagen bestehendem Kraftwerksverbund, wobei jede der Anlagen in einer Feldebene eine Anzahl von Baugruppen zum Anschluss von Feldkomponenten umfasst, wobei die Baugruppen untereinander über ein Kommunikationsbussystem miteinander verbunden sind und Daten austauschen, und wobei zumindest einzelne Baugruppen aus der Anzahl von Baugruppen Rechenkapazität zum Ausführen von automatisierten Steuer- und/oder Regelaufgaben aufweisen.

Description

Beschreibung
Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen Anlagen bestehendem Kraftwerksverbund
Die Erfindung betrifft ein Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen Anlagen bestehendem Kraftwerksverbund gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1. Leitsysteme für Kraftwerksanlagen stehen durch die stetig voranschreitende Veränderungen im Energiemarkt hin zu vielen verteilten und dezentralen Erzeugern, zunehmend veränderten Anforderungen gegenüber. So ist eine dezentrale, skalierbare Systemarchitektur des Leitsystems erforderlich um auch zu- künftig die gesamte Bandbreite von kleineren Photovoltaik Anlagen oder Blockheizkraftwerken bis hin zu größere Anlagen, wie beispielsweise komplette Raffinerien, weiterhin wirtschaftlich automatisieren zu können. Zudem entsteht durch die steigende Dezentralisierung ein zunehmender Bedarf zur Fern- Steuerung der Kraftwerksanlagen und damit der unbemannte Betrieb ohne lokale Server-Architektur. Eine weitere Anforderung ist die dezentrale Steuerung von mehreren Anlagen bzw. Einheiten einer Flotte bzw. eines Kraftwerksverbunds oder auch die Steuerung verschiedenster Lasten um auf die zuneh- mende Volatilität der Erzeugung reagieren zu können. Schließlich erfordert die vermehrte Verschmelzung von Kraftwerksleittechnik und Prozessindustrien nach durchgängigen Systemlösungen auf einem einheitlichen Plattform-Konzept. Die Struktur heutiger zentraler Kraftwerksleitsysteme lässt sich dabei im Wesentlichen in die drei Funktionsebenen Feld-, Automatisierungs- und Applikationsebene unterteilen. Die Automatisierungsebene besteht dabei aus den Ein-/Ausgabe- ( I/O- ) Baugruppen, die in der Regel die binären und/oder ana- logen Signale von den Feldgeräten aus der Feldebene digitalisieren und für eine Kommunikation eines Bussystems in ein Busprotokoll, wie zum Beispiel Profibus, umwandeln. Die Daten werden dann über den Bus zu zentralen Automatisierungsrech- nern (i.A. speicherprogrammierbare Steuerungen) geleitet, wo die Verarbeitungsfunktionen (Schrittketten, Steuerungen, Regelkreise etc.) ausgeführt werden. Die Ergebnisse werden dann wieder vom Automatisierungsrechner über den Bus zu den T/O- Baugruppen geleitet, wo diese dann in binäre und analoge Steuer- oder Schaltsignale umgesetzt werden. Die Applikationsebene besteht aus einem zentralen Server, der Funktionen wie Engineering, Bedienen/Beobachten der Kraftwerksanlage, Diagnose, Alarmmanagement, etc. abdeckt. Die Kommunikation von diesem Applikationsserver zu den Automatisierungsrechnern erfolgt typischerweise über ein Ethernet basiertes Protokoll. Der eigentliche Zugriff auf den Applikationsserver erfolgt dann über Client-PCs, die sich innerhalb oder außerhalb der Kraftwerksanlage befinden können. In herkömmlichen Kraft- werksleitsystemen befinden sich somit sowohl die Feldgeräte als auch die Automatisierungs- und Applikationsserver in einer Anlage. Die Automatisierungsserver solcher Leitsysteme sind dabei üblicherweise für große Anlagen mit großen Signal - anzahlen ausgelegt. Werden diese nun bei kleinen Anlagen, wie beispielsweise Wärmepumpen oder Photovoltaik Anlagen mit deutlich kleineren Signalmengen eingesetzt, wird deren Prozessorkapazität nicht effizient ausgenutzt, was dann wiederum höhere spezifische Automatisierungskosten zur Folge hat. Des Weiteren kommen als Applikationsserver typischerweise fehler- tolerante, redundante und hochperformante Rechner in der Anlage zum Einsatz, die bei einer kleinen Signalanzahl die spezifischen Kosten zusätzlich in die Höhe treiben.
Will man nun zukünftige Leitsysteme mit einer dezentralen und skalierbaren Systemarchitektur ausbilden, müssen zumindest
Teile der Automatisierungsfunktionen dezentralisiert werden. Das heißt Schrittketten, Steuerungen oder auch Regelungen müssen lokal dort ablaufen, wo die Feldkomponenten angeschlossen werden, nämlich in den zugehörigen Baugruppen zum Anschluss der im Feld verteilten Feldkomponenten. Diese Baugruppen können beispielsweise die Ein- /Ausgabebaugruppen (I/O-Baugruppen) sein. Intelligente I/O-Baugruppen sind beispielsweises aus der EP 0 620 510 AI bekannt. Die hier ge- zeigten intelligenten I/O- Baugruppen, weisen im Gegensatz zu konventionellen I/O-Baugruppen bereits einen MikroController zur Signalvorverarbeitung und Steuerung der angeschlossenen Feldkomponenten auf .
Aufgabe der Erfindung ist es nun, in einem Kraftwerksverbund die Vorteile solcher intelligenten Baugruppen für ein Leitsystem zu nutzen, um so möglichst effizient mehrere dezentrale Anlagen des Kraftwerksverbundes zu steuern.
Diese Aufgabe wird mit dem Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen Anlagen bestehendem Kraftwerksverbund mit den Merkmalen des Anspruchs 1 gelöst . Dadurch, dass das Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen Anlagen bestehendem Kraftwerksverbund, bei dem jede der Anlagen in einer Feldebene eine Anzahl von Baugruppen zum An- schluss von Feldkomponenten umfasst und die Baugruppen untereinander über ein Kommunikationsbussystem miteinander verbun- den sind und Daten austauschen, zumindest einzelne Baugruppen aus der Anzahl von Baugruppen Rechenkapazität zum Ausführen von automatisierten Steuer- und/oder Regelaufgaben aufweisen, kommt es zu einer konsequenten Dezentralisierung von Automatisierungsfunktionen. Das heißt die Schrittketten, Steuerun- gen und Regelungen laufen lokal dort ab, wo die Feldkomponenten angeschlossen werden, nämlich beispielsweise in den zugehörigen I/O-Baugruppen . Das hat im Vergleich zur zentralen Automatisierung, wo viele Signale in einen Automatisierungsserver geleitet und dort zentral verarbeitet werden, diverse Vorteile. So findet die Automatisierung der angeschlossenen Feldkomponenten nur auf den intelligenten I/O-Baugruppen statt, so dass ein Ausfall rückwirkungsfrei auf den gesamten Kraftwerksverbund ist. Die Gesamtverfügbarkeit des Kraftwerksverbunds wird somit deutlich erhöht und die bisher zwin- gende, aufwändige Redundanz kann entfallen. Zudem ist die Automatisierung von einzelnen Feldkomponenten autark, d.h. auch bei Ausfall einer benachbarten Baugruppe oder gar des Kommunikationsbussystems können die Funktionen lokal auf der in- telligenten I/O-Baugruppe weiter ablaufen. Die Automatisierung ist maximal schnell, da sie direkt dort stattfindet, wo die betreffenden Signale angeschlossen werden. Zudem bedarf es keines Leittechnikraums mehr in dem bisher die zentralen Leittechnikkomponenten untergebracht waren. Die intelligenten I/O-Baugruppen können direkt in die Unterverteilerkästen im Feld oder sogar in die betreffenden Feldkomponenten selbst integriert werden und befinden sich somit möglichst nahe bei den zu automatisierenden Feldkomponenten. Eine zentrale Komponente als Bindeglied zwischen I/O- Baugruppen und Visualisierungsebene ist nicht erforderlich. Zustandsänderungen und/oder analoge bzw. binäre Feldsignale der Feldkomponenten werden von den I/O-Baugruppen auf den Kommunikationsbus übertragen und können von jeder Visualisierungsstation empfangen und verarbeitet werden. Die Kommunikation zwischen den Baugruppen erfolgt hierbei über einen echt- zeitfähigen Bus, an den sämtliche I/O-Baugruppen angeschlossen sind. Intelligente Feldgeräte können ohne zusätzliche I/O-Baugruppen direkt an den Bus angeschlossen werden. Die Baugruppen sind in der Lage, automatisch Signale zu senden und zu empfangen. Damit ist eine direkte Kommunikation untereinander gewährleistet. Die I/O-Baugruppen protokollieren darüber hinaus beispielsweise über eine Zeitstempelung Signal- änderungen und verfügen über einen Hardware-/Software-
Identifier, d.h. es wird ein Auslesen von Parametern für Service, Diagnose und integriertes Asset Management ermöglicht.
Für komplexere, übergreifende Automatisierungsaufgaben, wie zum Beispiel eine Regelung eines Kraftwerkblocks oder eines Anfahrprogramms zum koordinierten Anfahren der verschiedenen Anlagen kann eine Mikro-Automatisierungsserver zum Einsatz kommen, welcher direkt an den Kommunikationsbus angeschlossen wird. Der Mikro-Automatisierungsserver kann auch redundant aufgebaut und im Verbund mit anderen Mikro-Automatisierungs- servern auch als Automatisierungs-Cloud (verteilte Rechenleistung) betrieben werden. Bauen die Baugruppen auf einem einheitlichen Plattform- Konzept auf, sind die I/O-Baufruppen und die Mikro-Automati - sierungs-Baugruppen bezüglich der Integration in das System identisch. Das heißt anstelle von I/O-Funktionalität kann auch zusätzliche Rechenleistung in Form der Mikro-Automati - sierungsserver installiert werden und umgekehrt. Dies führt zu einer weiteren Vereinfachung beim Engineering und bei der Inbetriebsetzung . Das Kommunikationsbussystem weist zumindest eine Schnittstelle zum Anschließen zumindest eines Applikationsservers auf. Der Applikationsserver deckt sämtliche Funktionen für Engineering, Archiv, Reports, aber auch Level 3 Applikationen, wie z.B. Plant & Fleet Management und ein Remote Expert Cen- ter ab.
Vorzugsweise weist das Kommunikationsbussystem zumindest eine Schnittstelle zum Anschließen von Bedien-und-Beobachten- Einheiten auf. Das Bedienen und Beobachten kann dann bei- spielsweise über eine lokale, zentrale oder mobile Operator- Station, die direkt mit dem Kommunikationsbus verbunden ist, erfolgen. Dies kann ggf. auch drahtlos ausgeführt werden. Die Bedienstation deckt dabei bestimmte Funktionalitäten ab, die normalerweise auf dem Applikationsserver ablaufen, z.B. An- zeige der Bedienbilder, ein Zwischenspeicher für Prozessdaten, Alarme etc. Dadurch ist begrenzt ein autarker Betrieb ohne Applikationsserver möglich. Es ist ferner möglich, dass die genannten Funktionalitäten direkt in dem Mikro-Automati - sierungsserver ablaufen, um Interoperabilität mit mobiler Standard HW (z.B. Smartphones, Tablets) ohne zusätzliche Software zu ermöglichen.
Je nach Anwendung oder Kundenwunsch kann der ApplikationsServer wahlweise lokal in der Anlage, an einem anderen Ort oder auch beim Lieferanten positioniert werden.
Vorzugsweise sind sowohl der zumindest eine Applikationsserver und/oder die zumindest eine Bedien-und-Beobachten-Einheit über eine abstrakte IT-Umgebung eingebunden. Ist so zum Beispiel der Applikationsserver Cloud-basiert aufgebaut steht eine verteilte Echtzeit-Rechenleistung bereit, die sich dynamisch an den aktuellen Bedarf anpassen kann. Die Administra- tion der Cloud kann dann sowohl vom Kunden als auch als
Dienstleistung vom Lieferanten erbracht werden. Die Cloud zeichnet sich Ressourcen-mäßig durch ein hohes Maß an Skalierbarkeit aus, so dass auch Kleinstapplikationen, wie zum Beispiel einzelne Wärmepumpen oder Mikroblockheizkraftwerke , kosteneffizient angeschlossen werden können. Schließlich können auch Elemente der Netzleittechnik, wie beispielsweise Mittelspannung-Substationen oder auch Konsumenten mit Erzeu- gungs- oder Speicherkapazität, wie z.B. Privathaushalte, E- Cars, in die Cloud eingebunden werden, so dass ganzheitliche Automatisierungskonzepte ermöglicht werden, wie sie in einem Smart-Grid gefordert sind.
Die erfindungsgemäße Leittechnik Architektur weist als weiteres Merkmal Schnittstellen zu den Tools des Prozess- Engineerings (z.B. COMOS, Intergraph) auf. Hierbei spielt die einmalige Datenerfassung und deren automatischen Übergänge während des gesamten Engineering-Prozesses eine wichtige Rolle. Die Erfindung soll nun anhand der nachfolgenden Figuren beispielhaft erläutert werden. Es zeigen:
FIG 1 schematisch das Prinzip des erfindungsgemäßen Leitsystems ,
FIG 2 schematisch eine in eine Cloud eingebundenes Leitsystem für einen Kraftwerksverbund.
In FIG 1 sehr schematisch dargestellt ist ein Kommunikations- bussystem K, das mit einer Anzahl von Baugruppen 10 zum An- schluss von Feldkomponenten 30 aus einer Feldebene verbunden ist. Die Baugruppen tauschen über das Kommunikationsbussystem K miteinander und mit einem Applikationsserver A und/oder einer mobilen Bl oder festinstallierten B2 Bedien-und-Beobach- ten-Einheit Daten aus. Erfindungsgemäß ist nun vorgesehen, dass - so wie in der Vergrößerung in FIG 1 dargestellt - zumindest einzelne Baugruppen, seien es Ein-/Ausgabebaugruppe 10 für die Feldkomponenten 30, einzelne Feldkomponenten 30 selbst, oder aber auch optionale Mikro-Automatisierungsserver 20 neben ihrer normalen Funktionalität zudem auch Rechenkapazität, beispielsweise in Form von FPGA' s oder anderen speicherprogrammierbaren Bausteinen 11, zum Ausführen von automatisierten Steuer- und/oder Regelaufgaben aufweisen.
Ein weiterer Schritt dieser Erfindung liegt in der Verlagerung der Applikationsebene in eine abstrakte IT-Umgebung C, die heute oft metaphorisch auch als „Cloud" (Wolke) bezeichnet wird. Rechenkapazität, Datenspeicher, Netzwerkkapazitäten oder auch fertige Software können so dynamisch an den Bedarf angepasst über das Netzwerk den verschieden Anlagen des
Kraftwerksverbunds zur Verfügung gestellt werden. Angebot und Nutzung dieser Dienstleistungen erfolgen dabei über definierte technische Schnittstellen und Protokolle. Wie in FIG 2 schematisch angedeutet umfasst die Spannweite der im Rahmen von Cloud-Computing angebotenen Dienstleistungen dabei das gesamte Spektrum der Informationstechnik. Für die Leittechnik eines Kraftwerksverbundes ergeben sich so folgende Ausbaustufen und Vorteile:
Ausbaustufe 1: Zusätzlich zur heutigen Architektur können mit einem Leitsystem mehrere Anlagen betrieben werden (Serverfarm beim Kunden) . Redundante und damit teure Applikationsserver für jede Anlage können entfallen.
Ausbaustufe 2: Kunde kauft nur noch einen Cloud-Service , die Serverfarm liegt beim Lieferanten. Die Leittechnik ist als Service aus einer Zentralwarte des Lieferanten heraus machbar, was gerade für unbemannte Anlagen ideal ist.
Für beide Ausbaustufen gilt:
- Die Kosten skalieren sich direkt mit den benötigten Ressourcen (=Eigenschaft der Cloud) ; - Ein Zentralwartenkonzept wird möglich, d.h. eine Flotte von Anlagen kann aus einer Oberfläche heraus integriert und vollständig bedient und engineered werden;
- Ein Anlagen- und Flottenmanagement ist einfach integ- rierbar, da die Daten sämtlicher angeschlossener Anlagen in der Cloud in Echtzeit vorliegen (Beispiele: Plant As- set Management, Economic Fleet Dispatch) ;
- Zentrale Diagnose-Zentren oder auch Zentralarchive für Flotten sind einfach aufsetzbar.

Claims

Patentansprüche
1. Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen Anlagen bestehendem Kraftwerksverbund, wobei jede der Anlagen in einer Feldebene eine Anzahl von Baugruppen (10,20) zum Anschluss von Feldkomponenten (30) umfasst, wobei die Baugruppen untereinander über ein Kommunikationsbussystem (K) miteinander verbunden sind und Daten austauschen
d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , d a s s
zumindest einzelne Baugruppen aus der Anzahl von Baugruppen Rechenkapazität (11) zum Ausführen von automatisierten Steuer- und/oder Regelaufgaben aufweisen.
2. Leitsystem nach Anspruch 1,
d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , d a s s
einzelne Baugruppen Ein-/Ausgabebaugruppen (10) und/oder Mik- ro-Automatisierungsserver (20) sind.
3. Leitsystem nach Anspruch 1 oder 2,
d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , d a s s
die Baugruppen (10,20) auf einem einheitlichen Plattform- Konzept aufbauen.
4. Leitsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 3,
d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , d a s s
das Kommunikationsbussystem (K) zumindest eine Schnittstelle zum Anschließen zumindest eines Applikationsservers (A) aufweist .
5. Leitsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 4,
d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , d a s s
das Kommunikationsbussystem (K) zumindest eine Schnittstelle zum Anschließen einer Bedien-und-Beobachten-Einheit (B1,B2) aufweist .
6. Leitsystem nach Anspruch 4 oder 5,
d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , d a s s
der zumindest eine Applikationsserver (A) und/oder die zumin- dest eine Bedien-und-Beobachten-Einheit (B) über eine abstrakte IT-Umgebung (CLOUD) eingebunden ist.
PCT/EP2014/067821 2013-09-03 2014-08-21 Leitsystem für ein aus mehreren dezentralen anlagen bestehendem kraftwerksverbund Ceased WO2015032627A1 (de)

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