Zusammenfassung des Vergleichs

In dem objektorientierten Datenmodell der IEC 61850 liegt der zukünftige Mehrwert begründet. Während das 104er-Protokoll in einem beschränkten Adressraum nur eine geringe Anzahl frei konfigurierbarer Datenbereiche bietet, liefert das objektorientierte Datenmodell einen deutlich größeren Spielraum an Datenelementen, sodass zukünftige Anforderungen problemlos umgesetzt werden können [6]. Über eine einheitliche XML-basierte Konfigurationssprache werden nicht nur einzelne Geräte, sondern auch komplette Systeme, wie eine Schaltanlage, standardisiert beschrieben. Diese Beschreibung liefern die Systeme bzw. ihre Komponenten als Selbstbeschreibung (ähnlich USB-Treiber im Computerbereich) mit und können so identifiziert werden. Entsprechend kann ein Plug-and-Automate der Komponenten realisiert werden, das heißt, eine neue Komponente wird in das System integriert, beschreibt sich über ihre SCL-Datei standardkonform selber, wird von den anderen Komponenten im System erkannt und nimmt automatisch am Gesamtsystem teil. Die logische Trennung von Datenmodell und Kommunikationsprotokoll ist der zweite Vorteil der Norm IEC 61850. Während das 104er-Protokoll nur den zyklischen Austausch zuvor vorgegebener Daten erlaubt, können mittels IEC 61850 in einem uneingeschränkten Objektraum beliebige Objekte zwischen allen Teilnehmern kommuniziert werden [6]. Gleichzeitig ist das objektorientierte Datenmodell aber der Hauptgrund für den mangelnden Einsatz der Norm in Deutschland. Die Modellierung der Komponenten als Objekt ist zu Beginn der Einführung zeitaufwendiger als eine signalorientierte Modellierung beim 104er-Protokoll und nur lohnend, wenn mehrere physikalische Komponenten, zum Beispiel mehrere Ortsnetzstationen, durch das Modell beschrieben werden. Der punktuelle Einsatz der Norm in einzelnen Pilotprojekten kann das Potenzial nicht ausschöpfen, kommt so doch der durch Objektorientierung gegebene Mehrwert der Wiederverwendbarkeit nicht zum Zug. Zudem ist die Modellierung in IEC 61850 für viele Anwender aufgrund ihrer Objektorientierung neu, der Schulungsbedarf hoch und die unvollständige Übersetzung des Standards in die jeweiligen Landessprachen abschreckend [7]. Die Tabelle in Bild 4 fasst den Vergleich der beiden Normen zusammen. Für einen ausführlichen Vergleich der technischen Merkmale beider Standards sei auf den Beitrag „Comparison of IEC 60870-5-101/-103/-104 and IEC 60870-6-TASE.2 with IEC 61850“ [8] verwiesen. Sollen in einem zukünftigen Energiesystem das intelligente Management dezentraler Einspeiser, eine weitgehend automatisierte Regelung des Stromnetzes oder die Ad-hoc-Integration neuer Komponenten im Sinne eines Plug-and-Automate-Prinzips möglich sein, bedarf es einer Überführung der alten 104er-Technik auf das moderne Datenmodell IEC 61850 sowie zukunftssicherer Kommunikationstechniken, wie XMPP oder OPC-UA.

Aktueller Einsatz und Nutzung des Standards

Die IEC 61850 wird von nahezu allen Herstellern im ­Bereich der Stationsleittechnik sowie der Schutztechnik genutzt. Erste Hersteller wie BTC, das Industriekonsortium „VHPready“ oder SMA nutzen zudem die Erweiterungen des Standards für die Entwicklung IEC-61850-konformer IT-Lösungen für das Einspeisemanagement oder die Fernabschaltung von PV-Anlagen (Bild 5). Zudem wird der Standard beispielsweise von BTC für die Steuerung und Überwachung von Offshore-Windparks eingesetzt. Beispielhaft werden in der Tabelle in Bild 6 drei Herstelleranzeigen aus dem Bereich der Stationsautomatisierung vorgestellt.Alle Hersteller bieten dem Anwender Werkzeuge für die Modellierung und damit Projektierung der Systemkomponenten. Alternativ übernehmen die Hersteller die Modellierung und den Betriebsservice im Auftrag des Kunden. Mit Blick auf die Stationsautomatisierung setzen aktuell nur wenige deutsche Netzbetreiber die IEC 61850 ein. Die damalige E.ON Thüringer Energie AG hat beispielsweise bereits 2008 prototypisch in einem Umspannwerk der 110-kV-Ebene die Prozessdatenverarbeitung und -kommunikation in der Stations- und Feldebene mittels IEC 61850 realisiert [9]. Aufbauend auf diesen Erfahrungen erfolgt aktuell die Umsetzung eines weiteren Pilotprojekts in einem 110-kV-Umspannwerk der TEN Thüringer Energienetze GmbH. Netzregler mit Übertragungsprotokoll IEC 61850 der Maschinenfabrik Reinhausen werden seit einigen Jahren erfolgreich auf Verteilnetzebene bei verschiedenen Stadtwerken in D-A-CH-Raum eingesetzt. Im Vergleich zum sehr verhaltenen Einsatz in Deutschland ist die IEC-61850-Konformität bereits jetzt ein Must-Have-Kriterium bei neueren Ausschreibungen für Netzleittechnik in der Türkei. Auch in privaten Arealnetzen von Industriebetrieben wird der Standard bereits genutzt [10].
Demgegenüber wird die IEC-61850-konforme Steuerung von Kleinstanlagen für virtuelle Kraftwerke sowohl von ­kleineren als auch größeren Unternehmen erprobt, beispielsweise in den E-Energy-Projekten „RegModHarz“ [11] und „eTelligence“ [12]. Das Industrieforum „VHPready“ ermöglicht die Nutzung beider Standards, das heißt, sowohl IEC 61850 als auch 60870-5-104 [13]. Italien hat die Norm IEC 61850 sogar für alle Betreiber regenerativer Einspeiser als verbindlich erklärt [10]. Somit kann eine einheitliche und standardkonforme Regelung zum Beispiel von Wirk- und Blindleistung aller im Netz angeschlossenen Erzeuger realisiert werden.

Empfehlungen für EVU

Der deutsche Markt tut sich schwer beim flächendeckenden Einsatz der IEC 61850. Auch wenn die Argumente für eine Einführung des Standards überzeugend sind, verbreitet sich die Norm in Deutschland für die Schutz- und Leittechnik nur schleppend. Die Zurückhaltung kleinerer Stadtwerke und Verteilnetzbetreiber liegt neben den beschriebenen individuellen Vorbehalten der Anwender insbesondere darin begründet, dass noch wenig „Intelligenz“ in der Fläche, zum Beispiel in Form von regelbaren Ortsnetzstationen, verbaut ist. Demgegenüber gewinnt die Norm über die Normreihe 61850-7-420 (Anbindung von dezentralen Erzeugern) an Fahrt, da hier die standardkonforme Integration dezentraler Anlagen in die virtuellen Kraftwerke ermöglicht wird. Um die Energiesysteme der Digitalisierung zuzuführen und effizient zu betreiben, gilt ganz klar die Empfehlung die IEC 61850 mit ihrem objektorientierten Datenmodell und den flexiblen Übertragungsprotokollen zu verwenden. (mh)

Literatur

[1] Schmedes, T. (2009). Serviceorientierte Architekturen für ­dezentrales Energiemanagement. OlWIR.
[2] Uslar, M. (2010). Ontologiebasierte Integration heterogener Standards in der Energiewirtschaft. OlWIR.
[3] VDN. (2004). IEC 61850 – Anforderungen aus Anwendersicht. Berlin.
[4] Appelrath, H.-J., Kagermann, H., Mayer, C. (2012). Future Energy Grid – Migrationspfade ins Internet der Energie. ­Acatech.
[5] Wienecke, J. (10.07.2013). IEC 61850 verknüpft Energie- und Automatisierungsnetz. Abgerufen am 12.06.2015 von computer-automation.de: www.computer-automation.de/feldebene/vernetzung/artikel/98834/
[6] Moser, A., Dierkes, S., Larscheid, P., Maercks, M., Patzack, S., Vennegeerts, H., et al. (2015). Systemstudie zum Einspeisemanagement erneuerbarer Energien. Aachen.
[7] Bauer, T., Schossing, B. (2013). IEC 61850 – Eine kritische ­Bestandsaufnahme, Testaspekte und die FNN-Empfehlung „IEC 61850 aus Anwendersicht“. Omicron Anwendertagung.
[8] Schwarz, K. (2002). Comparison of IEC 60870-5-101/-103/-104 and and IEC 60870-6-TASE.2 with IEC 61850.
[9] Schulz, A., Dummer, H.-J. (24.09.2008). Vorgehensweisen und Erfahrungen mit der IEC 61850 bei der E.ON Thüringer Energie AG. Von vde.com: www.vde.com/de/Regionalorganisation/Bezirksvereine/Thueringen/Facharbeit%20regional/

Arbeitskreise/Informationstechnik/Documents/MCMS/Schulz_IEC.pdf abgerufen
[10] Schwarzburger, H. (2013). Kommunikationsstandards der Netzbetreiber. In A. Stöcklhuber, R. Lüders, de-Jahrbuch 2014 – Photovoltaik (S. 254 – 261). München/Heidelberg:
Hüthig & Pflaum
[11] Winter, M. (2011). Schnittstellen und Kommunikations­protokolle. Abgerufen am 18.07.2015 von regmodharz.de: www.regmodharz.de/fileadmin/user_upload/bilder/Service/Arbeitspakete/

Langfassung_1_4__3_1_Schnittstellen_und_Kommunikationsprotokolle.pdf
[12] Appelrath, H.-J., Beenken, P., Bischofs, L., Uslar, M. (2012). IT-Architekturentwicklung im Smart Grid. Springer Gabler.
[13] VHPready. (2015). VHPready 4.0 White Paper. Abgerufen am 18.07.2015 von vhpready.de: www.vhpready.de/download/vhpready-4-0-white-paper-english-version/

[14] ABB. (2010). ABB review – Special report IEC 61850. Abgerufen am 18.07.2015 von library.e.abb.com/public/ba5c0d1cacc015a7c12577840033f1a2/ABB_SR_IEC_61850_72dpi.pdf

[15] ABB. (03. 07.2014). Megatrend Digitalisierung. Abgerufen am 12.06.2015 von ABB.de: www.abb.de/cawp/seitp202/35a9a5b50da4fe78c1257d0a0053be62.aspx
[16] Alstom. (2012). IEC 61850 interoperability for advanced ­substation automation applications. Abgerufen am 18.07.2015 von alstom.com: www.alstom.com/Global/Grid/Resources/Documents/Automation/SAS/IEC%2061850%20standard.pdf
[17] Alstom. (2014). Agile, digital substations 2.0. Abgerufen am 18.07.2015 von alstom.com: www.alstom.com/Global/Grid/Resources/Documents/Automation/P60-P44T-P747/Alstom-Digital-Substation-Solution-EN.pdf
[18] Siemens. (2010). Effiziente Energie-Automatisierung mit

dem Standard IEC 61850 Anwendungsbeispiele. Abgerufen am 06.07.2015 von siemens.com/iec61850: www.downloads.siemens.com/download-center/Download.aspx

[19] Siemens. (2013). IEC 61850 … richtig betrachtet. Abgerufen am 06.07.2015 von siemens.com/iec61850: www.downloads.siemens.com/download-center/Download.aspx?pos=download&fct=getasset&mandator=ic_sg&id1=DLA16_700