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Aufbau einer Kommunikationsstrecke zwischen einer SPS und einer zu überwachenden Netzersatzanlage

Diese Projektarbeit wurde für die Veröffentlichung im Internet gekürzt. Das Original ist ausführlicher.

Projektdaten

Kleines Techniker-Projekt

Thema:
Aufbau einer Kommunikationsstrecke zwischen einer SPS und einer zu überwachenden Netzersatzanlage

Projektteam:
Paul Schiebelbein
Philipp Schöne

Inhalt des Projekts

Für den Wupperverband wurde an der Wupper-Talsperre eine Netzersatzanlage (NEA) angeschafft, um bei Spannungsausfall einen Notbetrieb der Anlage zu gewährleisten. Die NEA stellt über ein Textdisplay Meldungen und Zustände dem Benutzer vor Ort bereit und kann dort auch parametriert werden. In der vorhandenen Automatisierungstechnik ist die NEA nicht eingebunden. Damit ergibt sich das Problem, dass man den Zustand der NEA nicht von außerhalb überwachen kann. Die NEA soll an die vorhandene Automatisierungsanlage mit eingebunden werden. Dazu gilt es herauszufinden, welche Kommunikationswege die NEA als auch die SPS (Speicherprogrammierbare Steuerung) bieten. Diese mussten dann hardwareseitig installiert werden sowie eine Software, die die Daten in der SPS bereitstellt, musste geschrieben werden. Die Meldungen und Zustände sollen in der SPS so hinterlegt werden, dass sie später durch das Fachpersonal weiter projektiert werden können.

Ziel des Projektes ist es, mit der SPS auf Meldungen und Zustände der NEA zuzugreifen und die Daten über das Datennetz der SPS weiterzuverarbeiten.

Vorwort

Das Projekt wurde an der Wupper-Talsperre durchgeführt. Daher möchten wir nachfolgend den Betreiber der Wupper-Talsperre, den Wupperverband und die Talsperre selbst, kurz vorstellen.

Wupperverband

Der Wupperverband ist eine Körperschaft öffentlichen Rechts und wurde 1930 gegründet. Zu den Aufgaben gehören die wasserwirtschaftlichen Aufgaben im 813 km² Einzugsgebiet der Wupper. Im Vordergrund steht nicht Gewinnerzielung, sondern der Gewässerschutz und die nachhaltige Bewirtschaftung der Gewässer. Der Wupperverband betreibt 12 Talsperren, 11 Klärwerke, eine Schlammverbrennungsanlage für Klärschlamm und weitere kleinere Anlagen wie Hochwasserrückhaltebecken und Regenrückhaltebecken. Im Verbandsgebiet liegen ca. 2300 km Flüsse und Bäche die vom Wupperverband bewirtschaftet werden. Zu den Verbandsmitgliedern zählen Städte, Gemeinden, Kreise, Wasserversorgungsunternehmen sowie Industrie und Gewerbe im Wuppergebiet.

Wupper-Talsperre

Die Wupper-Talsperre wurde von 1982 bis 1987 gebaut und ist eine Brauchwassertalsperre. Das bedeutet, dass aus ihr kein Trinkwasser gewonnen wird, wie das z. B. bei der Großen Dhünn-Talsperre. Die Wupper-Talsperre dient dem Hochwasserschutz und der Niedrigwasseraufhöhung. Im Winter wird in der Talsperre ein sog. Hochwasserschutzraum freigehalten, um Starkregenfälle und Schneeschmelze auffangen zu können. Der Hochwasserschutzraum an der Wupper-Talsperre beträgt 9,9 Mio m³. Die Vorsperren der Wupper-Talsperre haben nicht nur wasserwirtschaftliche Bedeutung, sondern bieten auch Tieren und Pflanzen einen Lebensraum. An der Wupper-Talsperre befindet sich zur Stromgewinnung eine doppelt regulierbare Kaplan-Turbine mit einer Leistung von 1,25 MW. Der Jahresenergieertrag beträgt 5 - 6 Mio kWh. Da die Wupper-Talsperre, wie bereits erwähnt, eine Brauchwassertalsperre ist, hat die Wupper-Talsperre einen hohen Freizeit- und Erholungswert.

Technische Daten:

Bauzeit:1982 - 1987Stauziel:252,50 m. ü. NN
Höhe über Gründungssohle:40 mStauhöhe:32 m
Kronenlänge:320 mFassungsvermögen / Stauinhalt:25,6 Mio m³
Kronenbreite:10,50 mNiederschlagsgebiet:212 km²
Sohlenbreite:160 mBemessungshochwasser:318 m³ pro Sekunde

Lastenheft

Ausgangssituation

Der Wupperverband hat an der Wupper-Talsperre in Radevormwald eine Netzersatzanlage (kurz NEA) angeschafft, um bei Stromausfall an der Wupper-Talsperre eine Notversorgung der elektrischen Anlage weiterhin zu gewährleisten. Das Überwachen und das Bedienen der NEA im Einsatzfall ist zurzeit nur vor Ort (Krafthaus) möglich. Meldungen und Zustände werden auf einem Display angezeigt.

Zielsetzung

Anhand eines kleinen Projektes soll versucht werden die Netzersatzanlage an das vorhandene Automatisierungsnetz einzubinden. Hierbei soll herausgefunden werden, welche Kommunikationswege die NEA als auch das Automatisierungsnetz dem Projektteam bieten, um von anderer Stelle auf die NEA zugreifen zu können und so die Benutzerfreundlichkeit sowie die Anlagensicherheit zu erhöhen.

Produkteinsatz

Die zum Einsatz kommenden Produkte werden ausschließlich für den Standort Krafthaus an der Wupper-Talsperre sein. Die Maschinenhalle im Krafthaus hat eine Temperatur nicht unter 15°C aber kann sich im Sommer durch Sonneneinstrahlung auf ca. 30°C aufheizen. Es sind Schutzmaßnahmen gegen mittlere Staubbelastung vorzusehen. Besondere Maßnahmen gegen Feuchtigkeit und Nässe sind nicht erforderlich.

Funktionale Anforderungen

Ziel ist es, mit einer SPS auf Meldungen und Zustände der NEA zuzugreifen und die Daten über das Datennetz der SPS weiterzuverarbeiten. Weiterhin ist zu beachten, dass die Spannungsversorgung bei Netzausfall bis zum Anlaufen der NEA und bei der Netzrückschaltung sichergestellt werden muss. Die Weiterverarbeitung der Daten soll ausschließlich nur vom Personal des Wupperverbandes erfolgen. Außerdem sollen die Informationen der NEA sollen für die Anwender übersichtlich dargestellt werden.

Nicht funktionale Anforderungen

Ferner sollte die Bedienbarkeit der NEA auf ein Touchscreen erweiterbar sein, um die Benutzerfreundlichkeit zu erhöhen.

Abnahmekriterien

Für eine erfolgreiche Abnahme ist es von Auftragnehmern folgende Leistung zu erbringen:

Zeitpunkt der Fertigstellung

Die Fertigstellung des Projektes soll bis zum 14.01.2013 erfolgt sein und soll am 21.01.2013 präsentiert werden.

Pflichtenheft

Ausgangssituation und Zielbestimmung

Wie im Lastenheft unter dem Punkt "Funktionale Anforderungen" beschrieben, sollen die Auftragnehmer eine Lösung finden, wie man die angeschaffte Netzersatzanlage an das vorhandene Automatisierungsnetz des Wupperverbandes einbinden kann, um von außerhalb auf die Daten der Anlage zugreifen zu können und die Benutzerfreundlichkeit sowie die Anlagensicherheit zu gewährleisten.

Produkteinsatz

Die zum Einsatz kommenden Produkte werden im Krafthaus der Wupper-Talsperre neben der Netzersatzanlage integriert. Dieser Standort eignet sich, auf Grund seiner Eigenschaften wie Schutz vor Nässe und Staub. Die Komponenten werden den Bedingungen entsprechend ausgewählt. Die Verdrahtung der Steuerung wird von den Auftragnehmern zu Testzwecken provisorisch verlegt. Nach erfolgreicher Abnahme kann der Auftraggeber entscheiden, wie die Endverdrahtung auszusehen hat.

Funktionale Anforderung

Wie vom Auftraggeber gewünscht ist, wird zur Realisierung des Projekts eine SPS (Speicher Programmierbare Steuerung) von Siemens verwendet. Das hat für das Unternehmen den Vorteil, dass es mit SPS von Siemens schon Erfahrungen gesammelt werden konnten und es wesentlich angenehmer macht, die Anlage an das Automatisierungsnetz des Wupperverbandes in Betrieb zunehmen und zu warten. Darüber hinaus darf natürlich der wirtschaftliche Aspekt nicht fehlen, wie die Kostenersparnis einer neuen SPS und deren Programmiersoftware sowie die Mitarbeiterschulungen in einem neuen System. Zur Projektdurchführung wird eine vorhandene SPS um eine sog. ET200S erweitert, um von dort eine Verbindung über Modbus zur NEA zu ermöglichen.
Der Zugriff auf die Daten der Netzersatzanlage erfolgt über eine RS485-Schnittstelle. Die Daten werden durch ein Programm zyklisch verarbeitet und ausgewertet diese werden dann auf einem Touch-Panel angezeigt. Die angezeigten Daten stellen die einzelnen Zustände der Anlage dar. Die Spannungsversorgung wird in der endgültigen Fassung durch die bauseits vorhandene Batterieanlage (USV) mit Energie versorgt.

Nicht funktionale Anforderungen

Aus ergonomischen Gründen wird das Projekt um ein Touchpanel von Siemens erweitert. Damit können die Zustände der Anlage den Benutzern übersichtlich angezeigt werden. Auf dem Display werden folgende Daten angezeigt:
Tankinhalt in Prozent, Phasenspannung, Motortemperatur und Batteriespannung.

Schnittstellenübersicht

Es werden zwei Schnittstellen realisiert: Die Daten sollen zwischen zwei verschiedenen Netzen ausgetauscht werden. Maschine - Maschine (Netzersatzanlage - SPS)
Damit das Personal die Werte auch überwachen kann, wird ein Touch-Panel installiert und programmiert, welches die Werte der Netzersatzanlage anzeigt. Maschine - Mensch (Touchpanel - Personal)

Lieferumfang

Folgende Hauptkomponenten der Hardware werden installiert: Die Programmiersoftware ist nicht im Lieferumfang enthalten.

Abnahmekriterien

Folgende Leistungen werden durch den Auftragnehmern erbracht:

Zeitpunkt der Fertigstellung

Die Fertigstellung des Projektes soll bis zum 14.01.2013 erfolgt sein. Am 21.01.2013 soll das Projekt präsentiert werden.

Projektverlauf

Zu Beginn musste die Ausgangssituation analysiert werden. Dabei haben wir festgestellt, dass die Netzersatzanlage über keinerlei binäre und analoge Ausgänge verfügt, die die benötigten Daten bereitstellen. Somit schied die Möglichkeit aus, einfach eine SPS über die elektrischen Standardsignale anzuschließen. Die Netzersatzanlage besitzt zwei serielle Schnittstellen. Eine RS232 und eine RS485. Beide können sowohl seriell (bei der RS232 auch mit einem handelsüblichen Computer) als auch als Modbus-Schnittstelle konfiguriert werden. Dies bot sich dann als Kommunikationsschnittstelle zur SPS an. Firma Siemens bietet auch eine Baugruppe an, die Modbus verarbeiten kann. Das serielle Schnittstellen-Modul benutzt das RTU-Protokoll des Modbus-Standarts. Um die mögliche "Fehlerquelle Netzersatzanlage" erst einmal auszulassen und mit der SPS zu beginnen, haben wir eine Software namens "Modbus PLC Simulator" benutzt. So hatten wir eine Datenquelle zum ausprobieren. Damit unser Projekt nicht den täglichen Ablauf stört und Fehler nicht auf einer produktiven SPS auftreten, haben wir uns für eine Steuerung der Baureihe SIMATIC 314C 2DP der Firma Siemens entschieden. An dieser haben wir den Testaufbau realisiert, der dann später auf die produktive SPS migriert werden kann. An diese SPS ist über Profibus ein sog. Interfacemodul (ET 200S) angebunden, mit welchem die serielle Schnittstellenbaugruppe mit der seriellen Schnittstelle der Netzersatzanlage kommuniziert. Das nebenstehende Bild zeigt die Stationen (in den eckigen Kästchen) und deren Datenverbindung (ovale Einrahmung). Wir haben uns entschlossen die serielle RS485-Schnittstelle mit einer Baudrate von 9600 Bit/s zu benutzen, da diese durch die symmetrische Datenübertragung robuster gegenüber elektromagnetischen Störungen ist und größere Leitungslängen von bis zu 1200m unterstützt. Auch Profibus baut auf diesen Standard auf. Da in der Projektgruppe verschiedene SPS-Kenntnisse vorhanden waren, haben wir zu Beginn eine Übung mit der SPS und später mit der ET200 aufgebaut. Damit kamen alle Beteiligten auf einen gemeinsamen Nenner. Zu dem seriellen Schnittstellen-Modul gibt es ein 256seitiges Handbuch. Darin ist auch ein Beispiel erklärt. Im Beispiel wurden SPS-Programmierbausteine benutzt, die nicht Bestandteil der Standardinstallation sind. Wo diese zu bekommen waren, ging zunächst nicht hervor. Später haben wir eine Setup-Datei gefunden und installiert, damit war das Beispiel aus dem Handbuch in der Programmiersoftware Simatic Step 7 installiert und somit die gesuchten Bausteine vorhanden. Das oben genannte Beispiel beinhaltet nur die Abfrage einer Adressgruppe. Für unser Projekt wollten wir aber zwei Gruppen abfragen. Auch sollen die Daten zyklisch abgefragt werden. Dies lösten wir mit dem OB35, der an der SPS in bestimmten Zeitabständen aufgerufen wird. Die Zeitabstände haben wir auf 500ms eingestellt und in dem Baustein eine Verzweigung eingebaut, der zwischen den Adressen "0" und "51" hin und her wechselt. Gleichzeitig werden die Daten, die davor temporär in einen Datenbaustein als Datenpuffer geschrieben wurden je nach Zustand der Adresse in einen weiteren Datenbaustein geschrieben, der auch als Datenübergabepunkt fungieren soll. Als Grundlage dafür auf welcher Adresse welche Daten von der NEA bereitgestellt werden, diente die Dokumentation von dieser. Diese gab an, welche Information an welcher Adresse in welcher Byte-Länge und wie viele Nachkommastellen berücksichtigt werden müssen. Zur Verdeutlichung folgendes Beispiel:

AdresseNameEinheitDatentypLängeDezimal
51Battery VoltsVInteger21

Das bedeutet, dass die Batteriespannung, die auf der Adresse 51 ausgegeben wird, die Einheit ist Volt, ein Integer mit der Länge von 2 Byte ist und der übertragene Wert durch 10n (n ist die Ziffer unter Dezimal) geteilt werden muss. Der Rohwert in der SPS ist also in dem Fall 135, das ergibt 13,5 V Batteriespannung. Der Auftrag des Projekts ist, dass die Daten in einem Datenbaustein in der SPS abgelegt werden. Von dort sollen die Daten nach dem Projekt durch Dritte weiterverarbeitet werden. Damit man die Daten anzeigen kann, haben wir noch ein Touchpanel zur Anzeige der Daten verwendet. Des Weiteren wird die Tankanzeige nur in Prozent von der Netzersatzanlage bereitgestellt. Damit die Restmenge besser kalkulierbar ist und auch der Gesamtinhalt bekannt ist, haben wir in der SPS den prozentualen relativen Wert in einen absoluten Wert umgerechnet. Für eine noch bessere Überwachung der Netzersatzanlage haben wir mit dem angegebenen Verbrauch bei 75% Last von 21l/h die Restlaufzeit berechnet. Durch Auswerten des Wertes und einer Solluntergrenze lässt sich recht einfach eine Warnung an die Bediener generieren, damit die Netzersatzanlage nachgetankt wird.

Komponenten

Netzersatzanlage

Eine Netzersatzanlage ist ein Generator der fest in die Gebäudeinstallation integriert ist. Im Gegensatz dazu gibt es die mehr bekannten kleineren Notstromaggregate, die mobil sind und kleinere Nennleistungen haben. An der Wupper-Talsperre hat die Netzersatzanlage Typ ESE 150 DW eine elektrische Nennleistung von 128 kVA. Im Normalbetrieb wird die elektrische Anlage der Wupper-Talsperre über einen eigenen Transformator versorgt. In der Niederspannungshauptverteilung (NSHV) ist eine Überwachung der Netzspannung installiert. Bei Ausfall wird die Netzersatzanlage gestartet und die Leistungsschalter auf die NEA geschaltet. Die NEA ist nicht an das Netz synchronisiert. Das bedeutet, dass man nicht unterbrechungsfrei auf das Netz zurückschalten kann. Daher erfolgt das Rückschalten manuell. Der Synchrongenerator liefert eine Nennspannung von 400 V 3~ bei einem Nennstrom von 185 A

Technische Daten im Überblick:

HerstellerEndressGeneratorMeccAlte ECP 34 1L synchron
BaureiheESE150Dauerleistung128 kVA/102 kW
MotorDeutz 4 ZylinderNennspannung400 V 3~
Hubraum4760 cm³Nennstrom185 A
Verbrauch (70% Last)21 l/hTankinhalt340 l

Speicher Programmierbare Steuerung

Eine Speicherprogrammierbare Steuerung (SPS, englisch Programmable Logic Controller,PLC) ist eine Hardware aus der Automatisierungstechnik, die in der Industrie zu Steuerung oder Regelung von Anlagen eingesetzt wird. Die Funktionsweise einer SPS basiert auf dem E-V-A -Prinzip (Eingabe-Verarbeitung-Ausgabe). An die Eingänge einer SPS können Sensoren geschaltet werden wie z.B. Messfühler oder Endschalter, Diese können den Zustand der Anlage übertragen, diese werden von der CPU aufgenommen und weiter verarbeitet. Anschließend können die nötigen Ausgänge mit Aktoren gesetzt bzw. eingeschaltet werden. Als Aktoren können Schütze, Motoren oder elektrische Ventile verwendet werden.

Technische Daten im Überblick:

Hersteller:SiemensSchnittstellen X1 / X2:MPI / DP
Bestell-Nr.:6ES7314-6CH04-0AB0Speicher:192KByte
CPU-Typ:S7-314C 2DP  
Betriebsspannung:24VDigitale Eingabe /Ausgabe:24 /16
Bearbeitungszeit für:
Bitoperationen
Wortoperationen
Festpunktarithmetik
Gleitpunktarithmetik
 
0,06 µs
0,12 µs
0,16 µs
0,59 µs
Analoge Eingänge/Ausgänge:5 / 2

Modbus

Die von uns benutzte serielle Schnittstellenbaugruppe von Siemens ermöglicht mit seiner RS485 bzw. RS232 Schnittstelle einen seriellen Datenaustausch zwischen Master (SPS) und dem Slave (z.B. Mess- und Regelsysteme). Dazu unterscheidet man für die Kommunikation drei verschiedene Betriebsarten der Datenübertragung.

Modbus ASCII-Protokoll

Im Modbus ASCII -Protokoll werden die Daten ohne Binärzeichen übertragen. Dadurch werden sie für den Menschen direkt lesbar. Der Nachteil ist, dass der Datendurchsatz im Vergleich zu RTU-Protokoll eher geringer ausfällt. Der Protokollaufbau fängt mit einem Doppelpunkt an. Darauf folgen zwei Bytes an ASCII- Zeichen die die Empfängeradresse darstellen. Die nächsten zwei Zeichen geben die Funktion an. Es folgen die eigentichen Nutzdaten gefolgt von einer Checksumme. Abgeschlossen, wird das Telegramm von einem "CRLF".

StartAdresseFunktionDatenLR-CheckEnde
1 Zeichen (:)2 Zeichen2 Zeichenn Zeichen2 Zeichen2 Zeichen (CRLF)

Modbus RTU -Protokoll

Bei dem Modbus RTU-Protokoll werden die Daten in binärer Form übertragen. Dies wirkt sich positiv auf die Geschwindigkeit der Datenübertragung aus. Der Nachteil dieser Form der Datenübertragung ist, dass der Code für den Menschen nicht im Klartext zu lesen ist und erst entschlüsselt werden muss.

StartAdresseFunktionDatenLR-CheckEnde
Wartezeit (min. 3,5 Zeichen)1 Byte1 Byten Byte2 ByteWartezeit (min 3,5 Zeichen)

Modbus TCP -Protokoll

Das Modbus TCP -Protokoll ähnelt dem RTU-Protokoll. Allerdings werden hier TCP/ IP-Pakete für die Datenübertragung verwendet. Der dafür vorgesehene TCP-Port 502 ist ausschließlich für Modbus reserviert und in der IEC 61158 Norm festgelegt. Bei diesem Protokoll braucht man keine Kontrollbytes zu errechnen. Das hat den Vorteil, dass Treiber leichter für die TCP-Schnittstelle als für die serielle Schnittstellen implementiert werden können.

TransaktionsnummerProtokollkennzeichenZahl der noch
folgenden Bytes
AdresseFunktionDaten
2 Byte2 Byte (immer 0x0000)2 Byte (n+2)1 Byte1 Byten Byte

Quellenangaben