Erweitertes EnergieautomatisierungsSystem Die Erfindung betrifft ein Energieautomatisierungssystem zum Bedienen und Beobachten eines elektrischen Energieversorgungsnetzes mit elektrischen Feldgeräten, die einerseits zur Erfassung von Messwerten mit an dem elektrischen Energieversorgungsnetz angeordneten Sensoren und andererseits mit einem übergeordneten Kommunikationsbus in Verbindung stehen, zumindest einem elektrischen Stationsleitgerät, das einerseits mit dem Kommunikationsbus und andererseits mit einer übergeordne ^¬ ten Leitstellenkommunikationsverbindung in Verbindung steht, und

zumindest einem elektrischen Netzleitstellengerät , das mit der Leitstellenkommunikationsverbindung in Verbindung steht, wobei die Feldgeräte, das zumindest eine Stationsleitgerät und das zumindest eine Netzleitstellengerät zur Verarbeitung von zur Bedienung und Beobachtung des elektrischen Energie- Versorgungsnetzes notwendigen Betriebsführungsdaten eingerichtet sind und der Kommunikationsbus und die Leitstellen- kommunikationsverbindung zur Übertragung der Betriebsführungsdaten nach einem ersten Kommunikationsprotokoll oder einem ersten Datenübertragungsdienst eines bestimmten Kommuni- kationsprotokolls eingerichtet sind.

Herkömmliche Energieautomatisierungssysteme für elektrische Energieversorgungsnetze werden dazu eingesetzt, Primärkompo ^¬ nenten des elektrischen Energieversorgungsnetzes wie elektri- sehe Energieversorgungsleitungen, Transformatoren, Schalter, Generatoren, Motoren und Umrichter zu steuern, zu bedienen, zu überwachen und zu schützen und dienen traditionell also zur Betriebsführung des Energieversorgungsnetzes. Hierfür sind in der Nähe der jeweiligen Primärkomponenten des Ener- gieversorgungsnetzes sogenannte Feldgeräte vorgesehen, denen Messwerte (beispielsweise Strom- und Spannungsmesswerte, Tem ^¬ peraturmesswerte) zugeführt werden, die mittels Sensoren an den Primärkomponenten aufgenommen worden sind. Alternativ oder zusätzlich können Feldgeräte auch Steuerbefehle und Kommandos an Primärkomponenten des elektrischen Energieversorgungsnetzes abgeben (beispielsweise Steuerbefehle zum Öffnen eines elektrischen Leistungsschalters) . Feldgeräte können hierbei Messgeräte, Leit- bzw. Steuergeräte und/oder elektri ^¬ sche Schutzgeräte umfassen. Beispielsweise können solche Feldgeräte in einer sogenannten Schaltstation oder einem Transformatorumspannwerk vorgesehen sein. Zur Kommunikation untereinander und mit einem hierarchisch übergeordneten Stationsleitgerät sind die Feldgeräte über ei ^¬ nen Kommunikationsbus, beispielsweise einem sogenannten Sta ^¬ tionsbus, verbunden, über den sie digitale Datentelegramme übermitteln. Über den Kommunikationsbus können die Feldgeräte beispielsweise Messwerte, Meldungen und Kommandos übermit ^¬ teln .

Stationsleitgeräte dienen zur Beobachtung und Bedienung des Energieversorgungsnetzes auf Schaltstationsebene . Sie zeigen dem Bedienpersonal der Schaltanlage die von den Feldgeräten empfangenen Messwerte und Meldungen an und nehmen Steuerbefehle als Eingaben vom Bedienpersonal entgegen und übermit ^¬ teln diese über den Kommunikationsbus an die Feldgeräte. Dem Stationsleitgerät ist wiederum eine hierarchische Ebene übergeordnet, die zumindest ein Netzleitstellengerät , bei ^¬ spielsweise eine Datenverarbeitungsanlage einer Netzleitstel ^¬ le zum Steuern und Überwachen größerer Abschnitte des elektrischen Energieversorgungsnetzes, aufweist. Die Kommunikation zwischen dem Stationsleitgerät und dem Netzleitstellengerät findet über eine Leitstellenkommunikationsverbindung statt, bei der es sich wiederum um einen Datenübertragungsbus oder um andere Kommunikationsverbindungen oder Kommunikationsnetzwerke, beispielsweise ein Intranet, das Internet, eine Tele- kommunikationsverbindung oder eine fest verdrahtete Punkt-zu ^¬ Punkt-Verbindung handeln kann. Hauptaufgaben eines solchen herkömmlichen Energieautomatisierungssystems liegen darin, den Betriebszustand des Energie ^¬ versorgungsnetzes angebende Messwerte aufzunehmen, gegebenen ^¬ falls einer automatischen Verarbeitung zuzuführen und die Messwerte an die hierarchisch übergeordneten Ebenen, wie das Stationsleitgerät und das Netzleitstellengerät , zu übermit ^¬ teln, so dass das dort arbeitende Bedienpersonal die Möglich ^¬ keit hat, möglichst schnell und effizient auf Veränderungen des Betriebszustands des elektrischen Energieversorgungsnet- zes reagieren und die zur Betriebsführung notwendigen Handlungen vorzunehmen zu können. Zusammengefasst dient ein herkömmliches Energieautomatisierungssystem also der Steuerung und Überwachung eines Energieversorgungsnetzes, beispielswei ^¬ se einer Schaltanlage des Energieversorgungsnetzes. Dabei werden Informationen über den Zustand des Energieversorgungs ^¬ netzes an den Primärkomponenten, beispielsweise über die auf ^¬ genommenen Messwerte, erfasst, verarbeitet und an Stations ^¬ leitgeräte bzw. Netzleitstellengeräte weitergeleitet. Weiter ^¬ hin werden Befehle des Bedienpersonals aus der Stations- und/oder Netzleitstelle entgegengenommen bzw. werden Kommandos automatisch generiert, um den Zustand der Primärkomponenten des elektrischen Energieversorgungsnetzes zu beeinflus ^¬ sen. Bei einem herkömmlichen Energieautomatisierungssystem liegt der Fokus daher auf Betriebssicherheit. Außerdem muss das System ständig verfügbar sein, um den jeweils aktuellen Zustand des Energieversorgungsnetzes wiederzugeben.

Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, sind die verwendeten Geräte bzw. die Kommunikationsinfrastruktur eines her- kömmlichen Energieautomatisierungssystems daraufhin angepasst worden, einen zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten, d. h. die Messdaten und Meldungen möglichst zeitnah der Stationsleitstelle bzw. der Netzleitstelle zuführen zu können und Steuerbefehle und automatische Kommandos zuverlässig an die betreffenden Primärkomponenten weiterzuleiten. Messdaten, Meldungen, Steuerbefehle und Kommandos werden im Folgenden zusammengefasst als Betriebsführungsdaten bezeichnet. Be ^¬ triebsführungsdaten kennzeichnen sich üblicherweise durch ei- ne geringe Datenmenge (wenige Byte) aus, müssen aber zeitnah übertragen werden. Zur Übertragung der Betriebsführungsdaten umfasst die Kommunikationssoftware von Feldgeräten, Stations ^¬ leitgeräten und Netzleitstellengeräten ein geeignetes Kommu- nikationsprotokoll oder einen geeigneten Datenübertragungs ^¬ dienst eines bestimmten Kommunikationsprotokolls, die jeweils angeben, wie die einzelnen Geräte untereinander Datentelegramme der Betriebsführungsdaten austauschen. Bei einem Kommunikationsprotokoll handelt es sich um ein umfassendes Re- gelwerk zur Festlegung der Kommunikationsmechanismen. Beispiele für Kommunikationsprotokolls sind die IEC60860-5-103, -104 oder auch IEC61850, die jeweils Mechanismen zur Übertra ^¬ gung von Daten in elektrischen Schaltanlagen definieren. Ein Kommunikationsprotokoll kann verschiedene Datenübertragungs- dienste umfassen, also voneinander getrennte Regelwerke zur Übertragung von Daten.

Das zur Übertragung der Betriebsführungsdaten verwendete Kommunikationsprotokoll bzw. der verwendete Datenübertragungs- dienst sind entsprechend für den Betrieb des Energieautomati ^¬ sierungssystems angepasst. Beispielsweise ist vorgesehen, dass aufgenommene Messwerte unverzüglich an hierarchisch übergeordnete Ebenen des Energieautomatisierungssystems wei ^¬ tergeleitet werden bzw. dass Steuerbefehle und Kommandos ebenfalls unverzüglich und mit hoher Priorität an die ent ^¬ sprechenden Feldgeräte zur Beeinflussung der Primärkomponenten übermittelt werden. Bei der Übertragung der Messwerte dürfen hierbei in vertretbarem Umfang Verluste bzw. Fehlübertragungen auftreten, solange jedoch gewährleistet ist, dass die empfangenen Geräte über die Verluste bzw. Fehlübertragungen informiert werden und die davon betroffenen Messwerte in akzeptabler Zeit nachgeliefert werden. Auf der anderen Seite muss jedoch gewährleistet sein, dass eine zur Steuerung und Überwachung des Energieversorgungsnetzes benötigte Mindest- menge an Messwerten korrekt an die übergeordneten Hierarchie ^¬ ebenen, also das Stationsleitgerät bzw. das Netzleitstellen- gerät, weitergeleitet wird. Steuerbefehle und Kommandos müs ^¬ sen hingegen auf jeden Fall vollständig übertragen werden. Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, den Funktionsumfang eines Energieautomatisierungssystems zu erweitern, ohne hier ^¬ bei die Funktionalität des Energieautomatisierungssystems, insbesondere hinsichtlich Betriebssicherheit, Verfügbarkeit und Zuverlässigkeit, zu beeinträchtigen.

Zur Lösung dieser Aufgabe wird vorgeschlagen, dass die Feldgeräte, das zumindest eine Stationsleitgerät und das zumin- dest eine Netzleitstellengerät auch zur Verarbeitung von die Elektroenergiequalität des elektrischen Energieversorgungs ^¬ netzes angebenden Elektroenergiequalitätsdaten eingerichtet sind und der Kommunikationsbus und die Leitstellenkommunika- tionsverbindung auch zur Übertragung der Elektroenergiequali- tätsdaten nach einem zweiten Kommunikationsprotokoll, das von dem ersten Kommunikationsprotokoll verschieden ist, oder ei ^¬ nem zweiten Datenübertragungsdienst des bestimmten Kommunika ^¬ tionsprotokolls, der von dem ersten Datenübertragungsdienst verschieden ist, eingerichtet sind.

Erfindungsgemäß wird also ein erweitertes Energieautomatisie ^¬ rungssystem mit einem zusätzlichen Funktionsumfang angegeben, das neben den Betriebsführungsfunktionen eines herkömmlichen Energieautomatisierungssystems zusätzliche Funktionen zur Er- fassung und Weiterleitung von die Elektroenergiequalität des elektrischen Energieversorgungsnetzes angebenden Elektroenergiequalitätsdaten umfasst. Diese Funktionen wurden in der Vergangenheit stets mit separaten Mess- und Kommunikations- übertragungseinrichtungen erfüllt, da an ein herkömmliches Energieautomatisierungssystem und ein System zur Überwachung der Elektroenergiequalität höchst unterschiedliche Anforde ^¬ rungen gestellt werden. Während - wie bereits erläutert - An ^¬ forderungen an ein herkömmliches Energieautomatisierungssys ^¬ tem insbesondere dessen Betriebssicherheit und Verfügbarkeit sind, dient ein System zur Überwachung der Elektroenergiequa ^¬ lität zur Erfassung und Auswertung von Elektroenergiequali ^¬ tätsdaten des Energieversorgungsnetzes, die zur Beurteilung von dessen Elektroenergiequalität geeignet sind (beispiels- weise Strom, Spannung, Frequenz, Leistung) . Bei einem System zur Überwachung der Elektroenergiequalität liegt der Fokus auf einer vollständigen Erfassung von Daten über einen langen Zeitraum hinweg. Dabei ist es von entscheidender Bedeutung, dass es nicht zu Lücken in der Aufzeichnung der Elektroenergiequalitätsdaten kommt; es dürfen also keine Elektroenergie ^¬ qualitätsdaten verloren gehen. Im Gegensatz zur Betriebsführung spielt dabei hingegen eine schnelle Bearbeitung der Elektroenergiequalitätsdaten keine entscheidende Rolle.

Diese höchst unterschiedlichen Anforderungen an die Betriebsführung und ein System zur Überwachung der Elektroenergiequalität eines elektrischen Energieversorgungsnetzes spiegeln sich auch an der Datenmenge der hierfür zu übermittelnden Da- ten wider: Während zur Betriebsführung Messwerte und Meldungen in einer Größenordnung von 10 bis 20 Bytes übertragen werden müssen, ist das bei einem System zur Überwachung der Elektroenergiequalität zu übertragende Datenvolumen im Be ^¬ reich einiger Megabytes bis einiger Gigabytes angesiedelt, da viele Messwerte übertragen werden müssen und die Übertragung mit absoluter Vollständigkeit erfolgen muss.

Um diese unterschiedlichen Anforderungen mit einem einzigen erweiterten Energieautomatisierungssystem erfüllen zu können, ist daher erfindungsgemäß vorgesehen, die die Elektroenergie ^¬ qualität beschreibenden Elektroenergiequalitätsdaten gemäß einem zweiten Kommunikationsprotokoll, das von dem ersten Kommunikationsprotokoll verschieden ist, bzw. einem zweiten Datenübertragungsdienst des bestimmten Kommunikationsproto- kolls, der von dem ersten Datenübertragungsdienst verschieden ist, zu übertragen. Es kann also ein gänzlich anderes Kommunikationsprotokoll verwendet werden. Alternativ kann auch ein unter demselben Kommunikationsprotokoll definierter zweiter Datenübertragungsdienst für die Elektroenergiequalitätsdaten verwendet werden. Beispielsweise kann ein solches zweites

Kommunikationsprotokoll bzw. ein solcher zweiter Datenübertragungsdienst vorsehen, dass diejenigen Feldgeräte, die Messwerte zur Beurteilung der Elektroenergiequalität des elektrischen Energieversorgungsnetzes aufnehmen, die Messwerte zunächst über einen längeren Zeitraum aufnehmen und Zwischenspeichern. Erst nach Ablauf einer vorgegebenen Zeitdauer, beispielsweise einige Minuten bis einige Stunden, werden die Messwerte dann als Elektroenergiequalitätsdaten an die hierarchisch übergeordneten Ebenen übertragen werden. Ebenso kann vorgesehen sein, dass eine Übertragung der Elektroenergiequalitätsdaten nur dann stattfindet, wenn die sonstige Belastung des Kommunikationsbusses und/oder der Leitstellenkom- munikationsverbindung vergleichsweise gering ist, also unter einer definierten Belastungsschwelle liegt. Die Verzögerung, mit der die Elektroenergiequalitätsdaten an das Stationsleitgerät bzw. das Netzleitstellengerät übermittelt werden, spielt im Normalfall keine besondere Rolle, da die Auswertung solcher Elektroenergiequalitätsdaten hinsichtlich einer sicheren Betriebsführung des elektrischen Energieversorgungsnetzes nicht als kritisch anzusehen ist und daher auch einige Zeit nach der Erfassung der jeweiligen Elektroenergiequalitätsdaten durchgeführt werden kann. Außerdem benötigt eine manuelle und/oder automatische Auswertung der großen Datenmengen von Elektroenergiequalitätsdaten üblicherweise eine längere Zeit als die Reaktion auf Änderungen der Betriebsführungsdaten . Durch die Verwendung unterschiedlicher Kommunikationsprotokolle bzw. Datenübertragungsdienste für die Betriebsführungs ^¬ daten einerseits und die Elektroenergiequalitätsdaten andererseits werden zwischen den einzelnen Geräten des erweiterten Energieautomatisierungssystems quasi über ein- und die- selbe physikalische Datenverbindung mehrere unterschiedliche logische Kommunikationsverbindungen definiert, so dass die Übertragung der Betriebsführungsdaten und der Elektroenergiequalitätsdaten streng getrennt auf diesen unterschiedlichen Kommunikationsverbindungen stattfindet .

Eine vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemäßen erweiterten Energieautomatisierungssystems sieht vor, dass die Betriebsführungsdaten über den Kommunikationsbus und die Leitstellenkommunikationsverbindung mit einer höheren Priorität übertragen werden als die Elektroenergiequalitätsdaten.

Hierdurch kann zu jedem Zeitpunkt gewährleistet werden, dass bei gleichzeitigem Vorliegen von Betriebsführungsdaten und

Elektroenergiequalitätsdaten, die über dieselbe physikalische Kommunikationsverbindung zu übertragen sind und dessen Übertragungsbandbreite in Anspruch nehmen, immer die Betriebsführungsdaten zuerst übertragen werden, um eine zeitnahe Infor- mation des Bedienpersonals über Änderungen der Betriebsführungsdaten zu ermöglichen. Auf diese Weise kann das Bedienpersonal zügig auf kritische Änderungen reagieren und ent ^¬ sprechende Steuerbefehle in das Stationsleitgerät bzw. das Netzleitstellengerät eingeben.

Eine weitere vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemä ^¬ ßen erweiterten Energieautomatisierungssystems sieht vor, dass die Feldgeräte, das zumindest eine Stationsleitgerät und das zumindest eine Netzleitstellengerät auch zur Verarbeitung von eine Störung in dem elektrischen Energieversorgungsnetz angebenden Störschriebdaten eingerichtet sind und der Kommunikationsbus und die Leitstellenkommunikationsverbindung auch zur Übertragung der Störschriebdaten nach einem dritten Kommunikationsprotokoll, das von dem ersten und dem zweiten Kom- munikationsprotokoll verschieden ist, oder einem dritten Da ^¬ tenübertragungsdienst, der von dem ersten und dem zweiten Da ^¬ tenübertragungsdienst verschieden ist, eingerichtet sind.

Hierdurch wird der Funktionsumfang des erfindungsgemäßen er- weiterten Energieautomatisierungssystems sozusagen nochmals erweitert, indem nunmehr auch Störschriebdaten, die üblicherweise Verläufe von Strom- und Spannungsmesswerten während einer von den Feldgeräten erkannten Störung (beispielsweise einem in dem Energieversorgungsnetz aufgetretenen Kurzschluss) aufgenommen worden sind, verarbeitet und an die hierarchisch übergeordneten Stellen übertragen werden können. Es findet damit die Etablierung einer dritten logischen Kommunikationsverbindung über dieselbe physikalische Kommunikationsverbin- dung statt, über die somit die Betriebsführungsdaten, die Elektroenergiequalitätsdaten und die Störschriebdaten übertragen werden können. Die Auswertung der Störschriebdaten und gegebenenfalls nötige Reaktionen können durchaus eine längere Zeitdauer benötigen als die Reaktion auf Betriebsführungsdaten. Dennoch sollte eine Bereitstellung der Störschriebdaten möglichst innerhalb weniger Minuten erfolgt sein. Daher ist gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform des erfindungsgemäßen erweiterten Energieautomatisierungssystems vorgesehen, dass die Be ^¬ triebsführungsdaten über den Kommunikationsbus und die Leit- stellenkommunikationsverbindung mit einer höheren Priorität übertragen werden als die Störschriebdaten, während

die Störschriebdaten ihrerseits über den Kommunikationsbus und die Leitstellenkommunikationsverbindung mit einer höheren Priorität übertragen werden als die Elektroenergiequalitäts ^¬ daten . Eine weitere vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemä ^¬ ßen erweiterten Energieautomatisierungssystems sieht vor, dass die Feldgeräte zur Erfassung von Messwerten und zum Ermitteln der Elektroenergiequalitätsdaten aus den Messwerten eingerichtet sind, indem die Messwerte und/oder von den Mess- werten abgeleitete Werte über einen vorgegebenen Zeitraum fortlaufend abgespeichert werden, und die Feldgeräte zur blockweisen Übertragung des Verlaufs der Messwerte und/oder der abgeleiteten Werte als Elektroenergiequalitätsdaten über den Kommunikationsbus eingerichtet sind.

Hierdurch kann gewährleistet werden, dass die Elektroenergie ^¬ qualitätsdaten nicht sofort nach ihrer Erfassung übertragen werden und so nicht die Kommunikationslast auf dem Kommunika ^¬ tionsbus bzw. der Leitstellenkommunikationsverbindung konti- nuierlich erhöhen.

Eine weitere vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemä ^¬ ßen Energieautomatisierungssystems sieht zudem vor, dass die Feldgeräte dazu eingerichtet sind, die Betriebsführungsdaten unverzüglich über den Kommunikationsbus zu übertragen

und/oder über den Kommunikationsbus empfangene Betriebsfüh ^¬ rungsdaten unverzüglich an das elektrische Energieversor- gungsnetz weiterzuleiten.

Hierdurch wird die Betriebssicherheit des Energieautomatisie ^¬ rungssystems gewährleistet, indem die Betriebsführungsdaten in jedem Fall unverzüglich übertragen werden. Schließlich sieht eine weitere vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Energieautomatisierungssystems vor, dass mit dem Kommunikationsbus und/oder der Leitstellenkommu- nikationsverbindung eine Datenspeichereinrichtung in Verbindung steht, die zum Empfang und zum Abspeichern der Elektro- energiequalitätsdaten eingerichtet ist.

Hierdurch wird eine Möglichkeit geschaffen, die Elektroenergiequalitätsdaten direkt einer Archivierung zuführen zu können und sie über die Datenspeichereinrichtungen für eine wei- tere Auswertung und Analyse bereithalten zu können. Die Datenspeichereinrichtungen können hierbei separat oder als Bestandteil des Stationsleitgerätes bzw. des Netzleitstellenge- rätes ausgeführt sein. Die Erfindung soll im Folgenden anhand eines Ausführungsbei ^¬ spiels näher erläutert werden. Hierzu zeigt die

Figur eine schematische Ansicht eines erweiterten Ener ^¬ gieautomatisierungssystems .

Die Figur zeigt ein erweitertes Energieautomatisierungssystem 10 (im Folgenden der Einfachheit halber auch lediglich als „Energieautomatisierungssystem" bezeichnet) zum Bedienen und Beobachten eines lediglich schematisch angedeuteten Energie- Versorgungsnetzes 11. Bei dem Energieversorgungsnetz 11 kann es sich um ein vollständiges Energieversorgungsnetz oder um einen Teil eines elektrischen Energieversorgungsnetzes, bei ^¬ spielsweise eine Schaltstation, handeln. Mit Sensoren 12, beispielsweise Strom- oder Spannungswandlern, werden Messwerte, die zur Beschreibung des Zustandes des elektrischen Energieversorgungsnetzes 11 geeignet sind, aufgenommen. Aktoren 13, beispielsweise Steuerungen für elektrische Schalter in dem Energieversorgungsnetz 11, dienen zur Weitergabe von Kommandos und Steuerbefehlen an die Primärkomponenten des elektrischen Energieversorgungsnetzes 11.

Die Sensoren 12 und die Aktoren 13 sind mit Feldgeräten 14 verbunden. Bei den Feldgeräten kann es sich beispielsweise um allgemeine Messgeräte zur Erfassung und Verarbeitung der mit ^¬ tels der Sensoren aufgenommenen Messwerte, um elektrische Schutzgeräte zur automatischen Auswertung der aufgenommenen Messwerte und zur automatischen Generierung von Kommandos, um Steuergeräte zur Weitergabe von Steuerbefehlen an die Aktoren 13 oder um Elektroenergiequalitätsrekorder zur Aufnahme von für die Beurteilung der Elektroenergiequalität des elektri ^¬ schen Energieversorgungsnetzes relevanten Messwerte handeln. Die Verbindung zwischen den Sensoren 12 und Aktoren 13 und den Feldgeräten 14 kann beispielsweise durch eine feste Verdrahtung 20a oder über einen sogenannten Prozessbus 20b, über den digitale Datentelegramme übermittelt werden, erfolgen.

Die Feldgeräte 14 stehen außerdem mit einem übergeordneten Kommunikationsbus 15, beispielsweise einem Stationsbus, in

Verbindung, der zur Übertragung von Datentelegrammen zwischen den Feldgeräten 14 und zumindest einem Stationsleitgerät 16 dient. Das Stationsleitgerät 16 dient zur Steuerung und Über ^¬ wachung des elektrischen Energieversorgungsnetzes 11 auf der Ebene der Schaltstation und bringt daher dem Bedienpersonal vor Ort Verläufe von Messwerten und Meldungen zur Anzeige und nimmt Steuerbefehle zur Betriebsführung des Energieversorgungsnetzes 11 entgegen. Das Stationsleitgerät 16 ist über eine Leitstellenkommunika- tionsverbindung 17 mit zumindest einem Netzleitstellengerät 18a verbunden, das zur Steuerung und Überwachung des elektrischen Energieversorgungsnetzes 11 auf der Ebene einer Netz- leitstelle dient. Das Netzleitstellengerät 18a kann hierbei beispielsweise durch eine Datenverarbeitungsanlage einer Netzleitstelle (auch als Control Center bezeichnet) gebildet sein. Zusätzlich zu dem Netzleitstellengerät 18a kann auch eine weitere mit der Leitstellenkommunikationsverbindung 17 in Verbindung stehende Datenverarbeitungseinrichtung 18b, beispielsweise ein Laptop, der temporär mit der Leitstellen- kommunikationsverbindung 17 in Verbindung gebracht werden kann, gebildet sein.

Weiterhin können mit dem Kommunikationsbus 15 oder der Leit- stellenkommunikationsverbindung 17 Datenspeichereinrichtungen 19 in Verbindung stehen. Das in der Figur gezeigte Energieautomatisierungssystem 10 übernimmt gleichzeitig die Betriebsführungsfunktionalitäten eines herkömmlichen Energieautomatisierungssystems sowie die ^¬ jenigen Funktionalitäten eines Systems zur Überwachung der Elektronenergiequalität des elektrischen Energieversorgungs- netzes. Während die Anforderungen an die Betriebsführung des elektrischen Energieversorgungsnetzes 11 insbesondere dessen Betriebssicherheit, Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit sind, liegt die wesentliche Anforderung an ein System zur Überwa ^¬ chung der Elektroenergiequalität in der vollständigen Auf- Zeichnung und Abspeicherung der zur Beurteilung der Elektroenergiequalität relevanten Messwerte.

Um mit einem einzigen Energieautomatisierungssystem gleichzeitig diesen unterschiedlichen Anforderungen gerecht zu wer- den, sind die Feldgeräte 14, das zumindest eine Stationsleit ^¬ gerät 16 sowie das zumindest eine Netzleitstellengerät 18a bzw. 18b zur Verarbeitung einerseits von Betriebsführungsda ^¬ ten und andererseits von Elektroenergiequalitätsdaten eingerichtet. Unter Betriebsführungsdaten sind Messwerte, die zur Beurteilung des allgemeinen Betriebszustandes des elektrischen Energieversorgungsnetzes 11 geeignet sind, aus den Messwerten abgeleitete Meldungen (z.B. bezüglich der Überschreitung eines Schwellenwertes), sowie automatisch (z.B. von Schutzgeräten) generierte Kommandos bzw. von dem Bedienpersonal zur Betriebsführung des elektrischen Energieversorgungsnetzes eingegebene Steuerbefehle zu verstehen. Zur Beur ^¬ teilung des Zustands des elektrischen Energieversorgungsnet- zes geeignete Messwerte können in diesem Zusammenhang insbe ^¬ sondere Strom- und Spannungsmesswerte, die mit den Sensoren 12 an Primärkomponenten des elektrischen Energieversorgungsnetzes aufgenommen worden sind, aber beispielsweise auch Temperaturmesswerte, die an einem Transformator des elektrischen Energieversorgungsnetzes aufgenommen worden sind, angesehen werden. Diese im Rahmen der Betriebsführung des elektrischen Energieversorgungsnetzes relevanten Messwerte werden von den Feldgeräten erfasst und gegebenenfalls einer Vorverarbeitung zugeführt. Im Rahmen dieser Vorverarbeitung kann z.B. eine digitale Filterung von Messwerten, eine Leistungsberechnung oder eine Strom- und Spannungszeigerberechnung, erfolgen. Außerdem können die Feldgeräte bereits eine Verarbeitung in Form einer automatischen Auswertung der aufgenommenen Messwerte durchführen, um beispielsweise aus den Messwerten be- stimmte Meldungen abzuleiten oder unzulässige Betriebszustän- de bereits auf der Ebene der Feldgeräte erkennen zu können und entsprechende Gegenmaßnahmen, insbesondere in Form von Auslösekommandos für elektrische Leistungsschalter, zu erzeu ^¬ gen. Die letztgenannten automatischen Auswertungsfunktionen werden üblicherweise von Feldgeräten in Form von elektrischen Schutzgeräten wahrgenommen. Neben solchen automatisch von den Feldgeräten generierten Kommandos werden an die Aktoren 13 auch von dem Stationsleitgerät 16 bzw. dem Netzleitstellenge- rät 18a bzw. 18b durch Benutzereingaben erzeugte Steuerbefeh- le übermittelt, die von den Aktoren 13, beispielsweise Steue ^¬ rungen von Trennschaltern oder Stufenschaltern eines Transformators, an die Primärkomponenten des elektrischen Energieversorgungsnetzes weitergegeben werden. Bei den zur Beurteilung der Elektroenergiequalität des elekt ^¬ rischen Energieversorgungsnetzes 11 geeigneten Messwerten, die ebenfalls von den Sensoren 12 aufgenommen werden, kann es sich um Strom- und Spannungsmesswerte handeln. Im Rahmen der Vorverarbeitung in den elektrischen Feldgeräten 14 können aus solchen Strom- und Spannungsmesswerten bereits abgeleitete Werte wie Wirk- und Blindleistungswerte, Frequenzwerte, Wer ^¬ te, die Angaben über Oberschwingungen (teilweise bis über die 50. harmonische Oberschwingung hinaus) der Messwerte machen, und andere zur Beurteilung der Elektroenergiequalität des Energieversorgungsnetzes 11 geeignete abgeleitete Werte ge ^¬ bildet werden. Solche zur Beurteilung der Elektroenergiequa ^¬ lität geeigneten Messwerte und abgeleiteten Werte müssen an die Datenspeicher 19 und/oder das Stationsleitgerät 16 bzw. das Netzleitstellengerät 18a, 18b weitergeleitet werden, um dort für eine weitere Analyse bereitzustehen .

Während zur Betriebsführung vergleichsweise wenige Daten (Strom- und Spannungsmesswerte, ggf. Leistungswerte) übertra ^¬ gen werden müssen und die Betriebsführungsdaten daher eine geringe Datengröße aufweisen und unverzüglich an das Energie ^¬ automatisierungssystem übermittelt werden müssen, kann eine Übermittlung der Elektroenergiequalitätsdaten, die aufgrund der hohen Anzahl von Messwerten und davon abgeleiteten Werten eine größere Datenmenge umfassen, auch mit einer gewissen Verzögerung stattfinden. Es bietet sich beispielsweise an, Elektroenergiequalitätsdaten blockweise zu übermitteln, d. h., dass zunächst eine Weile lang Messwerte von einem Feldge ^¬ rät 14 aufgenommen und solange zwischengespeichert werden, bis eine bestimmte Datenmenge erreicht worden ist oder eine bestimmte Zeitdauer abgelaufen ist und die auf diese Weise gesammelten Elektroenergiequalitätsdaten dann in einem Block an die Datenspeicher 19 und/oder das Stationsleitgerät 16 bzw. das Netzleitstellengerät 18a, 18b übertragen werden.

Zu diesen unterschiedlichen Zwecken ist vorgesehen, dass in dem Energieautomatisierungssystem 10 die Betriebsführungsdaten nach einem ersten Kommunikationsprotokoll bzw. einem ers- ten Datenübertragungsdienst eines bestimmten Kommunikations ^¬ protokolls und die Elektroenergiequalitätsdaten nach einem zweiten Kommunikationsprotokoll, das von dem ersten Kommuni ^¬ kationsprotokoll verschiedenen ist, bzw. einem zweiten Daten- Übertragungsdienst des bestimmten Kommunikationsprotokolls, der von dem ersten Datenübertragungsdienst verschiedenen ist, übertragen werden.

Bei einem Kommunikationsprotokoll handelt es sich um ein um- fassendes Regelwerk zur Festlegung der Kommunikationsmecha ^¬ nismen. Ein Kommunikationsprotokoll kann verschiedene Daten ^¬ übertragungsdienste umfassen, also voneinander getrennte Re ^¬ gelwerke zur Übertragung von Daten. Die Betriebsführungsdaten einerseits und die Elektroenergiequalitätsdaten andererseits können also entweder nach vollkommen unterschiedlichen Kommunikationsprotokollen oder nach unterschiedlichen Datenübertragungsdiensten eines bestimmten Kommunikationsprotokolls, beispielsweise einem durch die IEC 61850 definierten Kommunikationsprotokoll, übertragen werden. Wichtig ist, dass für die unterschiedlichen Daten unterschiedliche Kommunikations ^¬ regeln verwendet werden, um eine Trennung beider logischen Kommunikationswege zu ermöglichen.

Das Kommunikationsprotokoll bzw. der Datenübertragungsdienst für die Betriebsführungsdaten kann hierbei vorsehen, dass die Betriebsführungsdaten unverzüglich nach ihrer Erfassung und mit der höchsten Priorität über den Kommunikationsbus 15 bzw. die Leitstellenkommunikationsverbindung 17 übertragen werden. Aufgrund der geringen Datenmenge der Betriebsführungsdaten kann das erste Kommunikationsprotokoll bzw. der erste Daten ^¬ übertragungsdienst insbesondere für kleinere Dateigrößen ge ^¬ eignet sein, die Fehlertoleranz des ersten Kommunikationspro ^¬ tokolls bzw. des ersten Datenübertragungsdienstes kann der ^¬ art bemessen sein, dass zwar Verluste und Fehlübertragungen einer bestimmten Anzahl von Messwerten erlaubt ist, diese aber gemeldet werden müssen und möglichst zeitnah nachgelie ^¬ fert werden. Insgesamt muss sichergestellt sein, dass inner ^¬ halb einer kürzest möglichen Zeit die zur Betriebsführung des elektrischen Energieversorgungsnetzes notwendige Mindestmenge von Messwerten an das Stationsleitgerät 16 bzw. das Netzleit- stellengerät 18a, 18b übermittelt wird. Steuerbefehle und au ^¬ tomatisch generierte Kommandos hingegen müssen mit höchster Zuverlässigkeit an den jeweiligen Empfänger übertragen wer- den, so dass das erste Kommunikationsprotokoll bzw. der erste Datenübertragungsdienst hierbei beispielsweise Redundantkon ^¬ zepte wie eine mehrfache (redundante) Übertragung der Steuer ^¬ befehle bzw. Kommandos und/oder eine Befehlsquittierung durch den jeweiligen Empfänger vorsieht.

Das zweite Kommunikationsprotokoll bzw. der zweite Datenüber ^¬ tragungsdienst zur Übertragung der Elektroenergiequalitätsda ^¬ ten sollte hingegen derart ausgestaltet sein, dass eine Über- tragung von größeren Datenmengen in blockweiser Übertragung ermöglicht wird. Die Elektroenergiequalitätsdaten besitzen hierbei zwar die niedrigste Übertragungspriorität bezüglich des Kommunikationsbusses 15 und der Leitstellenkommunikati- onsverbindung 17, müssen dafür aber absolut vollständig über- tragen werden, so dass keine Lücken in den übertragenden

Messwertverläufen auftreten. Daher muss das Kommunikationsprotokoll bzw. der Datenübertragungsdienst hierfür beispiels ^¬ weise sicherstellen, dass unterbrochene oder gestörte Kommu ^¬ nikationsübertragungen wiederholt bzw. an der richtigen Stel- le fortgesetzt werden. Die Übertragungszeit hinsichtlich der Elektroenergiequalitätsdaten spielt jedoch eine untergeordnete Rolle, da die Auswertung dieser Daten ohnehin ein langwieriger Prozess ist und eine Veränderung der Elektroenergiequa ^¬ lität keine unmittelbare Reaktion des Bedienpersonals des elektrischen Energieversorgungsnetzes erfordert. Während der Zeitrahmen für eine Reaktion hinsichtlich Änderungen der Betriebsführungsdaten im Bereich weniger Sekunden liegt, kann eine Analyse von Elektroenergiequalitätsdaten und eine Reaktion auf Veränderungen der Elektroenergiequalitätsdaten im Bereich einiger Minuten bis einiger Stunden erfolgen.

Durch die verschiedenen Kommunikationsprotokolle bzw. Datenübertragungsdienste werden über dieselbe physikalische Daten ^¬ verbindung, also den Kommunikationsbus 15 und die Leitstel- lenkommunikationsverbindung 17, sozusagen mehrere logische

Kommunikationsverbindungen etabliert, die strikt voneinander getrennt werden müssen, um einerseits Zuverlässigkeit und Be ^¬ triebssicherheit hinsichtlich der Betriebsführung zu gewähr- leisten und andererseits die vollständige Übertragung der Elektroenergiequalitätsdaten zu ermöglichen. Beispielsweise kann vorgesehen sein, dass die Elektroenergiequalitätsdaten nur dann über den Kommunikationsbus 15 bzw. die Leitstellen- kommunikationsverbindung 17 übertragen werden, wenn deren Kommunikationsauslastung vergleichsweise niedrig ist.

Zusätzlich kann auch vorgesehen sein, dass mit den Feldgeräten sogenannte Störschriebe, d. h. Verläufe von Messwerten während einer von den Feldgeräten automatisch erkannten Störung in dem elektrischen Energieversorgungsnetz 11 aufgenommen werden und die entsprechenden Störschriebdaten gemäß einem dritten Kommunikationsprotokoll bzw. einem dritten Datenübertragungsdienst an das Stationsleitgerät 15 bzw. das Netz- leitstellengerät 18 übertragen werden. Solche Störschriebe liegen üblicherweise in einem Bereich von etwa 10 Kilobytes bis 400 Megabytes und sollten mit einer Priorität unterhalb der Betriebsführungsdaten, aber oberhalb der Elektroenergiequalitätsdaten, übertragen werden, da sie eine Reaktion in- nerhalb einiger Minuten erfordern.

Mit dem in der Figur dargestellten Energieautomatisierungs ^¬ system 10 können daher Funktionen der Betriebsführung des elektrischen Energieversorgungsnetzes 11, Funktionen zur Überwachung der Elektroenergiequalität und gegebenenfalls auch Funktionen zur Analyse von Störschriebaufzeichnungen durchgeführt werden, ohne dass zusätzliche Geräteinstallatio ^¬ nen notwendig sind. Dadurch, dass die Infrastruktur eines ge ^¬ gebenenfalls bereits bestehenden Energieautomatisierungssys- tems weitgehend mitgenutzt werden kann, entstehen dem Betrei ^¬ ber des elektrischen Energieversorgungsnetzes durch ein sol ^¬ ches Energieautomatisierungssystem keine zusätzlichen Kosten.