Men temaet har fått seg en skikkelig vitamininnsprøyting etter at Scada-systemet Zenon fra Copa-Data kom inn i stallen.
Les: Kontrollere fra Wago støtter IEC 60870-5-10x og IEC 61850
Egen energiversjon
For det pc- og serverbaserte Scada-systemet har nemlig en egen versjon (Energy Edition) for styring av distribusjon i kraftnett.
Ifølge Jürgen Resch, industrileder for kraft og infrastruktur hos Copa-Data, har de levert rundt 10 000 lisenser av kraftversjonen. Løsningen skal være velegnet for mindre og mellomstore nettverk.
Les: Schneider fikk sin utkårne, Invensys, med Wonderware, Foxboro og Triconex på stallen
RTU og Scada
Tor-Egil Kleiv hos Beijer mener de har sterke kort på hånda i kampen om å bli en større aktør når det kommer til å levere automatiseringsløsninger til kraftbransjen. De har også Brodersen RTU32 (Remote Terminal Unit) i porteføljen. Løsningen har allerede global utbredelse, blant annet innenfor det samme segmentet. Brodersen er for øvrig en del av Beijer i dag.
Det er ingen koblinger mellom RTU-en og Scada-systemet. Begge kan stå på egne ben. Du kommer ikke unna med proprietære kommunikasjonsløsninger i dag. Resch forteller at Scada-systemet har protokoller som IEC 61850, IEC 60870-101/103/104, Modbus, DNP3, samt OPC DA (Direct Access) og UA (Universal Architecture).
Les: Nettverks-switcher med 28 Ethernet-porter støtter IEC 61850-3 og IEEE 1613 for energianlegg
Multitouch
Et annet must er robuste systemkonfigurasjoner.
- Vi kan levere de utroligste nettverks- og redundansløsninger, sier Resch.
Brukergrensesnittet er hovedsakelig basert på standardversjonen av Zenon Scada. Det betyr at det er mulighet for multitouch. Resch peker på at funksjonen for eksempel kan benyttes for tohåndskontroll, for ekstra trygg drift.
Må ta krafttak
Det blir store investeringer i automatisering i kraftbransjen fremover. Ifølge Statnetts nettutbyggingsplan blir totalinvesteringene fem til syv milliarder årlig. Selv om vår bransje har en liten andel, ligger det an til sekssifrede millionbeløp i ny automatisering hvert eneste år.
Tor-Egil Kleiv hos Beijer forteller at hovedårsakene er modernisering av gamle distribusjonsnett (mye fra 1960- og 70-tallet), elektrifiseringen av norsk sokkel, og økt bruk av IKT-løsninger generelt (smartgrid).
Dessuten er det store regionale forskjeller som betinger oppgradering. Nord i landet svinger overskuddet og underskuddet av kraft i takt med årstidene, og Midt-Norge sliter med for liten kapasitet.
Kleiv forteller at flere trender i kraftbransjen fører til økte investeringer i nye automatiseringsløsninger. Han trekker frem et tydeligere skille mellom kraft- og nettleverandører, fusjoner på nettsiden. Kraftnettene får flere oppgaver (telekommunikasjon, smartgrid etc.) og en reduksjon i antall kraftprodusenter (ved fusjoner).
Samtidig øker kravene til pålitelighet i kraftnettene. Alt i alt borger det for stor aktivitet i bransjen fremover.
