Ein Solarpark kann Modbus an seinen Wechselrichtern, IEC 104 am Netzanschlusspunkt und IEC 61850 in seiner Hochspannungsstation verwenden. Alle drei Schnittstellen können sinnvoll sein. Entscheidend ist, welches Gerät für eine Messung oder Aktion verantwortlich ist und was das empfangende System damit tun muss.
Nutzen Sie diesen Leitfaden, um die Kommunikationsanforderungen vor der Auswahl einer RTU oder eines Protokollkonverters zu beschreiben. Der ausführliche Vergleich von IEC 101 und IEC 104 und der Leitfaden zu IEC 61850 behandeln Codierung und Dienste.
Erst die Funktion, dann das Protokoll wählen
Die folgenden Anordnungen sind verbreitet, aber keine Einschränkung, wo ein Standard eingesetzt werden kann. Die Anschlussbedingungen des Netzbetreibers und die ausgewählten Geräte bestimmen die tatsächliche Schnittstelle.
| Aufgabe | Übliche Schnittstelle | Zuerst zu klären |
|---|---|---|
| Bestehende serielle RTU-Verbindung beibehalten | IEC 60870-5-101 | Elektrische Schnittstelle, Verbindungsverfahren, Längen der Adressfelder, Abfragen und Ereignisbehandlung |
| Standort-Telemetrie über ein IP-Netz senden und Leitsystembefehle empfangen | IEC 60870-5-104 | Rollen der steuernden und gesteuerten Station, Punktliste, Ereignisverhalten, Befehlsverfahren und Netzsicherheit |
| Messwerte, Zustände und Ereignisse von einem Schutz-IED lesen | IEC 61850 MMS | Logische Geräte und Knoten, Datasets, Reports, Steuerungsmodell und Engineering-Dateien |
| Schutz- oder Verriegelungssignale zwischen IEDs austauschen | IEC 61850 GOOSE | Genaue Sender-Empfänger-Beziehung, Timing, Überwachung und Schutzkonzept |
| Digitalisierte Strom- und Spannungsabtastwerte von Merging Units übertragen | IEC 61850 Sampled Values | Abtastprofil, Zeitsynchronisierung und empfangende Schutzfunktionen |
Die IEC beschreibt IEC 61850 als Satz technischer Grundsätze für Semantik, Engineering-Sprache, Dienste und Sicherheit. Die Forderung nach einem „IEC-61850-Port“ lässt das meiste davon offen. Die Dienstübersicht von ABB zeigt MMS, GOOSE und Sampled Values als getrennte Kommunikationspfade.
Beispiel: Solar- und Batteriespeicherstandort
Betrachten wir einen Beispielstandort mit PV-Wechselrichtern, Batterie, Zähler am Netzanschlusspunkt, RTU und Schutz-IEDs in der Schaltanlage. Der Netzbetreiber verlangt die gemessene Wirkleistung, die verfügbare Batterie-Entladeleistung, die Schalterstellung und einen Befehl zur Begrenzung der Wirkleistung.
Weisen Sie jedem Signal einen eindeutigen Ursprung zu:
| Signal | Zu bestimmende Quelle | Bedeutungsentscheidendes Detail |
|---|---|---|
| Netto-Wirkleistung | Zähler am vereinbarten Netzanschlusspunkt | Vorzeichen für Bezug und Einspeisung sowie AC-Messgrenze; Wechselrichterleistung ist nicht die Nettoeinspeisung des Standorts |
| Verfügbare Batterie-Entladeleistung | Steuerung von Batterie oder PCS | Aktuell zulässige Leistung, nicht Nennleistung; Messzeit angeben |
| Schalterstellung | Projektierte Stellungsanzeige | Offen, geschlossen, Zwischenstellung oder ungültig; nicht jeden anderen Zustand als „offen“ ausgeben |
| Wirkleistungsgrenze | Festgelegter Anlagencontroller | kW oder Prozent, Bezugsbasis, Gültigkeitsdauer, Steuerberechtigung und Verhalten bei Kommunikationsausfall |
Die RTU kann diese Punkte über IEC 104 bereitstellen und lokale Geräte über andere Schnittstellen auslesen. Das macht die Datensätze auf beiden Seiten nicht austauschbar. Gibt die Batterie aktuell 60 kW frei, dürfen ihre 100 kW Nennleistung nicht als momentane Fähigkeit gemeldet werden. Messgrenzen für Erzeugung und Verbrauch behandelt der Leitfaden zur PV-Überwachung.
Informationen an der Konvertergrenze festlegen
IEC TS 61850-80-1 behandelt die Übertragung eines auf gemeinsamen Datenklassen beruhenden Modells über IEC 101 oder IEC 104. Dazu braucht es eine Abbildung der Daten, nicht nur eine Verbindung.
Erfassen Sie bei jedem Messpunkt Quellobjekt, Zieladresse und Bedeutung in derselben Tabellenzeile. Ein beispielhafter Eintrag zur Wirkleistung könnte lauten: „Wirkleistung am Netzanschlusspunkt, kW, positiv bei Einspeisung, Quellzeitstempel erhalten, ungültig bei Ungültig-Meldung der Quelle oder Überschreiten der vereinbarten Aktualitätsgrenze“. Der genaue Objektname, die gemeinsame Adresse, die Informationsobjektadresse und die Aktualitätsgrenze sind Projektentscheidungen, keine allgemeingültigen Standardwerte.
Vereinbaren Sie je Zeile:
- Einheit, Skalierung, Vorzeichen und gegebenenfalls Totband.
- Zieltyp und welche Quellwerte er darstellen kann.
- Welche Qualitätszustände der Quelle beim Empfänger als ungültig, ersetzt, gesperrt oder veraltet gelten.
- Ob der Zeitstempel Messzeit, Ereigniszeit oder Empfangszeit am Gateway ist, einschließlich Zeitzonenregel.
- Ereignispuffer, Reihenfolge bei Wiederanlauf und Verhalten nach Kommunikationsausfall.
Halten Sie den letzten Zahlenwert nicht unbegrenzt fest, während Sie ihn als aktuelle Messung ausgeben. Ein Modbus-Register kann einen Wert übertragen. Qualität und Messzeit benötigen gesondert dokumentierte Register oder einen anderen expliziten Mechanismus. Siehe Zeitstempel und Qualität sowie Protokoll-Gateway und transparente Bridge.
Leitsystemsteuerung vom Schutz trennen
Ein von einem Protokollstack angenommener Befehl hat weder zwangsläufig einen Leistungsschalter bewegt noch die gemessene Leistung verändert. Der Controller kann ihn ablehnen, eine Verriegelung kann ihn verhindern oder die Anlage kann den geforderten Zustand nicht erreichen.
Legen Sie das benötigte Befehlsmodell fest: gegebenenfalls Selektion, Annahme, Abschluss und unabhängige Rückmeldung. Die IEC-61850-Steuerungs-API von MZ Automation behandelt Select, Operate und das Ende des Befehls getrennt. Der Leitfaden zur IEC-Befehlsbestätigung erläutert die entsprechenden Unterschiede in der Fernwirktechnik.
Halten Sie für die beispielhafte Wirkleistungsgrenze den angeforderten Grenzwert, die vom Controller angenommene Einstellung und die gemessene Leistung am Netzanschlusspunkt fest. Ein Controller kann einen Grenzwert annehmen, obwohl die Anlage bereits darunter liegt. Damit ist noch keine angeforderte Leistungsreduktion nachgewiesen.
Schutz und Verriegelung erfordern die Zeit- und Fehlerreaktionen des projektierten Schutzkonzepts. Ein erfolgreicher MMS-Lesezugriff oder eine IEC-104-Verbindung qualifiziert keinen GOOSE-Schutzpfad. Prüfen Sie diesen Pfad mit einem eigenen Engineering- und Inbetriebnahmeverfahren.
Verwertbare Übergabe vom Lieferanten verlangen
IEC 61850-10 definiert Konformitätsprüfverfahren für unterschiedliche Rollen von Geräten und Werkzeugen. Der Prüfbericht muss zu der benötigten Rolle passen.
Fordern Sie genaue Produkt- und Firmwareangaben, unterstützte Edition und Dienste, Interoperabilitätsunterlagen und die für das empfangende System nötigen Konfigurationsdateien an. Fragen Sie bei IEC 61850, wer das SCL-Engineering-Projekt verantwortet und wie Änderungen an Datasets oder Abonnements alle betroffenen IEDs erreichen. Verlangen Sie bei IEC 101 oder 104 die vereinbarte Punktliste und das Befehlsverfahren, nicht nur ein angekreuztes Protokoll.
Sicherheit ist ein weiterer ausdrücklich zu beschreibender Teil. IEC 62351 umfasst unterschiedliche Profile für TCP/IP, MMS, Fernwirkverkehr und Peer-to-Peer-Kommunikation. Klären Sie, welche Teile die konkreten Produkte implementieren und aktivieren, wer Zertifikate und Schlüssel verwaltet und wie Berechtigungen und Sicherheitsereignisse behandelt werden. „Ethernet“ und „privates Netzwerk“ beschreiben diese Fähigkeiten nicht.
Den vollständigen Pfad nachweisen
Verwenden Sie vereinbarte Prüfsignale und ein kontrolliertes Inbetriebnahmeverfahren. Prüfen Sie für jeden repräsentativen Punkt Wert, Einheit, Qualität und Zeit an beiden Enden. Testen Sie dann eine ausgefallene Quelle, einen veralteten Wert, die Wiederverbindung und gepufferte Ereignisse. Halten Sie bei Befehlen sowohl Ablehnung als auch Annahme fest und prüfen Sie den resultierenden Anlagenzustand separat.
Der Umfang des Standort-Monitorings muss klar bleiben. Benötigt das Projekt eine Fernwirkschnittstelle zum Netzbetreiber oder eine Schutzschnittstelle, wählen und qualifizieren Sie RTU, Konverter oder IED für genau diese Aufgabe. Eine Verbindung über ein von Edge unterstütztes Protokoll benötigt weiterhin eine dokumentierte Abbildung am Konverter. Sie belegt keine native Unterstützung für IEC 101, IEC 104 oder IEC 61850 in Edge.
Häufige Fragen
Soll ich für eine Schaltanlage IEC 104 oder IEC 61850 verwenden?
Beschreiben Sie Funktion und Endpunkt. Eine Leitstelle kann IEC 104 von der RTU eines Umspannwerks verlangen, während Schutz-IEDs in derselben Station IEC 61850 verwenden. Eine Schalterstellung per MMS auszulesen und eine Schutzverriegelung per GOOSE auszutauschen sind verschiedene Dienste mit unterschiedlichen Engineering-Anforderungen.
Kann ich IEC 101 mit einem Seriell-zu-Ethernet-Adapter in IEC 104 umwandeln?
Ein transparenter Adapter kann IEC-101-Bytes über eine IP-Verbindung transportieren. Beide Endpunkte sprechen dann jedoch weiterhin IEC 101. Ein Protokollkonverter muss beide Anwendungsschnittstellen implementieren und die von beiden Seiten benötigten Adressen, Typen, Zeiten und Qualitätskennzeichen abbilden.
Belegt ein IEC-61850-Zertifikat, dass jede Funktion arbeitet?
Nein. Prüfen Sie, welches Produkt, welche Firmware, Edition und Dienste das Zertifikat umfasst. Testen Sie anschließend die projektierte Konfiguration. Ein Zertifikat für einen MMS-Server belegt für sich genommen weder ein erforderliches GOOSE-Abonnement noch ein vollständiges Schutzkonzept.