Was versteht man unter der Virtualisierung von Umspannwerken?

Unter dem Begriff „Virtualisierung von Umspannwerken“ versteht man den Betrieb von Automatisierungssoftware für Schaltanlagen auf einer gemeinsam genutzten Recheninfrastruktur anstelle von dedizierten Hardwaregeräten. Funktionen, für die bisher jeweils eine eigene physische Einheit erforderlich war, werden zu Softwareinstanzen, die auf Servern ausgeführt werden.

Was ist der Unterschied zwischen einer digitalen Schaltanlage und einer virtualisierten Schaltanlage?

Eine digitale Schaltanlage ersetzt die Signalkabel aus Kupfer durch eine Ethernet-basierte Kommunikation, beispielsweise nach IEC 61850. Bei einer virtualisierten Schaltanlage wird der Ausführungsort der Funktionen verlagert, wobei sowohl software- als auch hardwarebasierte Funktionen – wie beispielsweise Schutzrelais – auf eine gemeinsam genutzte Infrastruktur verlagert werden. Beide Konzepte hängen miteinander zusammen, und die Virtualisierung baut häufig auf einer digitalen Grundlage auf.

Warum interessieren sich Versorgungsunternehmen für Virtualisierung?

Der wichtigste Faktor ist die Lebenszyklusökonomie. Durch die Virtualisierung können Software- und Hardware-Erneuerungszyklen voneinander unabhängig gestaltet werden, was sich auf die Kosten für die Instandhaltung eines Umspannwerks über dessen Lebensdauer von 30 bis 40 Jahren auswirkt. Die Komplexität des Netzes und die betriebliche Auslastung sind sekundäre Faktoren.

Was versteht man unter Virtualisierung auf Stationsebene?

Virtualisierung auf Stationsebene bedeutet, dass die Funktionen einer Umspannstation auf Stationsebene – wie beispielsweise HMI, SCADA, Gateway-Kommunikation und Engineering-Tools – in einer virtualisierten Umgebung ausgeführt werden. Schutz- und Steuerungsfunktionen verbleiben auf dedizierten Geräten oder auf spezialisierten virtualisierten Schutzplattformen.

Was ist der Unterschied zwischen vPAC und Virtualisierung auf Stationsebene?

vPAC umfasst Schutz-, Automatisierungs- und Steuerungsfunktionen, die als Software ausgeführt werden. Die Virtualisierung auf Stationsebene umfasst die HMI-, SCADA- und Gateway-Ebene. Diese Ebenen betreffen verschiedene Bereiche der Umspannstation und unterliegen unterschiedlichen Echtzeitanforderungen, weshalb sie häufig in verschiedenen Phasen eingeführt werden.

Wo sollte ein Energieversorger bei der Virtualisierung von Umspannwerken ansetzen?

Die meisten Versorgungsunternehmen beginnen auf der Stationsebene, da für HMI-, SCADA- und Gateway-Funktionen nicht dieselben Echtzeitanforderungen gelten wie für die Schutztechnik. Dadurch lässt sich die Virtualisierung mit begrenztem Risiko einführen, während die Schutztechnik ihren eigenen Weg geht.

Kann zenon für die Virtualisierung auf Stationsebene eingesetzt werden?

Ja, zenon stellt die Ebene auf Schaltanlagenebene in einer virtualisierten Schaltanlage bereit, die in virtuellen Maschinen oder Containern ausgeführt wird. Es lässt sich in dedizierte Schutzsysteme oder virtualisierte Schutzplattformen integrieren, sodass Energieversorger die Virtualisierung auf Schaltanlagenebene unabhängig von der Schutzebene einführen können.

Läuft zenon in einer virtualisierten Umgebung?

Ja, zenon läuft in virtuellen Maschinen und Containern und bietet Funktionen auf Stationsebene wie HMI, SCADA, Alarmmanagement, Ereignisprotokollierung und Gateway-Kommunikation in virtualisierten Schaltanlagen.

Ist zenon eine vPAC-Plattform?

Nein, zenon bietet keine Schutzfunktionen und virtualisiert diese auch nicht. Es stellt die Softwareebene auf Schaltanlagenebene bereit, ist herstellerunabhängig und unterstützt konventionelle, digitale und virtualisierte Schaltanlagen.

Werden virtualisierte Umspannwerke herkömmliche Umspannwerke ersetzen?

Nicht sofort. Die meisten Energieversorger werden über Jahre hinweg konventionelle, digitale und virtualisierte Umspannwerke parallel betreiben. Der Übergang richtet sich nach dem Lebenszyklus der Anlagen und erfolgt schrittweise, Umspannwerk für Umspannwerk.

Was ist die Virtualisierung von Umspannwerken?

Unter dem Begriff „Virtualisierung von Umspannwerken“ versteht man den Einsatz von Automatisierungssoftware für Umspannwerke auf einer gemeinsam genutzten Recheninfrastruktur anstelle von dedizierter Hardware. Funktionen, für die früher eine eigene physische Einheit erforderlich war, werden zu Softwareinstanzen auf einem Server, wodurch der Lebenszyklus der Software vom Lebenszyklus der Hardware getrennt wird. In diesem Artikel wird erläutert, was sich dadurch ändert, wo die Einschränkungen liegen und wie Versorgungsunternehmen diese Technologie schrittweise einführen.

Die wichtigsten Erkenntnisse

Bei der Virtualisierung von Schaltanlagen wird Automatisierungssoftware auf einer gemeinsam genutzten Infrastruktur statt auf dedizierter Hardware ausgeführt, wodurch der Software- vom Hardware-Lebenszyklus getrennt wird.
Virtualisierung stellt eine Weiterentwicklung der digitalen Umspannwerksarchitektur dar, nicht deren Ersatz. Sie basiert auf der Kommunikationsgrundlage, die die Norm IEC 61850 bereitstellt.
Die wichtigsten Treiber sind die Wirtschaftlichkeit über den gesamten Lebenszyklus, die Komplexität des Netzes durch dezentrale Energiequellen sowie der Betriebsaufwand für die Verwaltung eines wachsenden Bestands an Schaltanlagen.
Echtzeit-Schutzfunktionen stellen nach wie vor den anspruchsvollsten Anwendungsfall für die Virtualisierung dar, weshalb die Einführung schrittweise und auf verschiedenen Ebenen erfolgt.
Die Virtualisierung auf Stationsebene ist der praktische Ausgangspunkt, da HMI-, SCADA- und Gateway-Funktionen nicht denselben Echtzeitanforderungen unterliegen wie Schutzfunktionen.
zenon läuft in virtuellen Maschinen und Containern und bildet neben dedizierten Schutzsystemen die Stationsebene innerhalb einer virtualisierten Umspannwerksumgebung.

Was ist vPAC?

vPAC steht für „Virtual Protection, Automation and Control“ (virtueller Schutz, Automatisierung und Steuerung). Der Begriff beschreibt Schutz- und Steuerungsfunktionen, die als Software statt als dedizierte Relais ausgeführt werden, und bezeichnet den auf den Schutz ausgerichteten Aspekt der Virtualisierung von Schaltanlagen. Zu dieser übergeordneten Kategorie gehören auch Konzepte wie virtuelle IEDs, die Schutz- und Steuerungslogik als Software ausführen.

Virtualisierung und Digitalisierung sind miteinander verbunden, aber nicht identisch. Eine digitale Schaltanlage ersetzt die Signalkabel aus Kupfer durch Ethernet-basierte Kommunikation wie beispielsweise nach IEC 61850. Bei der Virtualisierung von Schaltanlagen ändert sich der Ort, an dem die Software ausgeführt wird.

Warum setzen Energieversorger zunehmend auf die Virtualisierung von Umspannwerken?

Verschiedene Faktoren zwingen die Branche dazu, die Art und Weise, wie die Automatisierung von Umspannwerken eingesetzt und gewartet wird, zu überdenken.

Die Primäranlagen in einem Umspannwerk haben eine Lebensdauer von 30 bis 40 Jahren, während die sekundäre Automatisierungshardware in der Regel 12 bis 15 Jahre hält. Über die gesamte Lebensdauer eines einzelnen Umspannwerks bedeutet dies mehrere vollständige Erneuerungen des Automatisierungssystems. Durch Virtualisierung kann die Software die Hardware, auf der sie läuft, überdauern – dies ist das stärkste Argument für dieses Modell.

Dezentrale Energiequellen wie Solar-, Wind- und Batteriespeicher werden in einem Umfang ans Netz angeschlossen, für den dieses ursprünglich nicht ausgelegt war. Dies stellt neue Anforderungen an die Steuerung und Überwachung von Umspannwerken.

Versorgungsunternehmen bauen und modernisieren immer mehr Umspannwerke und müssen gleichzeitig einen wachsenden Bestand an bestehenden Anlagen warten. Die Bewältigung dieses Arbeitsaufwands mit hardwareorientierten Automatisierungskonzepten wird mit zunehmender Anlagenanzahl immer schwieriger.

Was sind die Vorteile der Virtualisierung von Verteilerstationen?

Die Virtualisierung verändert das Verhältnis zwischen Software und Hardware, da mehrere Funktionen auf einer gemeinsamen Infrastruktur ausgeführt werden können, anstatt dass jede Funktion ein eigenes Gerät benötigt. Die deutlichste Folge davon ist, dass die Aktualisierungszyklen von Software und Hardware voneinander unabhängig werden. Ein Server kann ausgetauscht werden, ohne dass die darauf laufende Anwendung neu entwickelt werden muss. Die Software bleibt bestehen und die zugrundeliegende Infrastruktur wird erneuert. Dies ist das Gegenteil des traditionellen Modells, bei dem der Austausch eines Geräts den Austausch der von ihm ausgeführten Funktion bedeutet.

Funktionen, für die zuvor separate Einheiten erforderlich waren, teilen sich nun die Infrastruktur, was den Platzbedarf des Automatisierungssystems verringert. Dies spielt in großen Übertragungsumspannwerken eine geringere Rolle als in Verteilungs- und Industrieumgebungen, in denen Platz und Klimatisierung oft begrenzt sind.

Zusätzliche Funktionen können als Software-Instanzen statt als neue Hardwaregeräte bereitgestellt werden. Für Energieversorger, die Wachstum und Veränderungen in ihrem gesamten Bestand bewältigen müssen, erleichtert dies die Anpassung des Automatisierungssystems, ohne dass eine vollständige Neugestaltung der Hardware erforderlich ist.

Können Schutzfunktionen virtualisiert werden?

Schutzfunktionen lassen sich zwar virtualisieren, dies bleibt jedoch ein Spezialgebiet. Sie arbeiten innerhalb strenger Latenzgrenzen, die in Millisekunden gemessen werden, und ihre Ausführung als virtualisierte Softwarekomponente führt zu zusätzlichen Schichten zwischen der Anwendung und dem Netzwerk, was möglicherweise den Determinismus der Laufzeit beeinträchtigt. Die Einhaltung dieser zeitlichen Anforderungen in einer vPAC-Umspannwerksumgebung stellt eine echte technische Herausforderung dar. Virtualisierte Schutzfunktionen existieren als Kategorie, doch die Einführung erfolgt schrittweise und auf verschiedenen Ebenen.

Über die technische Frage hinaus beeinflussen zwei weitere Überlegungen die Einführung. Bei dedizierten Geräten wirkt sich der Ausfall einer Einheit nur auf einen begrenzten Teil des Systems aus. In virtualisierten Umgebungen werden Funktionen auf weniger Komponenten konzentriert, was aus einer hardwareorientierten Perspektive weniger robust erscheinen kann – selbst wenn Redundanz so ausgelegt ist, dass eine vergleichbare Verfügbarkeit erreicht wird. Es braucht Zeit, um Vertrauen in das Modell aufzubauen.

Die Qualifikationslücke ist oft das Hindernis, dessen Beseitigung am längsten dauert. Die Virtualisierung von Umspannwerken befindet sich an der Schnittstelle zwischen Betriebstechnik und Informationstechnik, und der Betrieb eines virtualisierten Umspannwerks erfordert Fähigkeiten, die viele Energieversorger erst noch entwickeln. Dabei geht es ebenso sehr um Schulungen und organisatorische Veränderungen wie um Technologie.

Für Energieversorger, die zunächst ohne die Schutzebene beginnen möchten, ist die Virtualisierung auf Stationsebene der Weg mit dem geringeren Risiko. Sie umfasst die HMI-, SCADA- und Gateway-Funktionen, für die nicht dieselben Echtzeitanforderungen gelten.

Wie unterstützt zenon virtualisierte Schaltanlagen?

zenon läuft in virtuellen Maschinen und Containern. Das bedeutet, dass die Plattform auf einer gemeinsam genutzten Infrastruktur innerhalb einer virtualisierten Schaltanlagenumgebung bereitgestellt werden kann und dabei die Funktionen auf Schaltanlagenebene bereitstellt, auf die sich Betreiber und Ingenieure verlassen: HMI, SCADA, Alarmmanagement, Ereignisprotokollierung, Gateway-Kommunikation und Engineering-Tools.

zenon bildet die Stationsebene innerhalb einer virtualisierten Schaltanlage. Schutzfunktionen laufen parallel dazu, entweder auf dedizierten Geräten oder auf spezialisierten virtualisierten Schutzplattformen. zenon ist so konzipiert, dass es sich in beide integrieren lässt, sodass Energieversorger die Virtualisierung auf Stationsebene einführen können, während der Schutz seinen eigenen Weg geht.

Was zenon bietet, ist die Softwareebene, die das Zusammenspiel von virtualisierten, digitalen und konventionellen Schaltanlagen ermöglicht. Da zenon herstellerunabhängig ist und die in allen drei Umgebungen verwendeten Protokolle unterstützt – darunter IEC 61850, DNP3 und IEC 60870-5-101/104 –, kann dieselbe Plattform in einer gemischten Infrastruktur eingesetzt werden. Während Energieversorger schrittweise auf die Virtualisierung von Umspannwerken umstellen, bleibt die Softwareebene auf Umspannwerksebene konsistent, während sich die darunterliegende Infrastruktur verändert.

Wie vollziehen Energieversorger den Übergang zu virtualisierten Umspannwerken?

Die meisten Energieversorger werden über Jahre hinweg konventionelle, digitale und virtualisierte Umspannwerke gleichzeitig betreiben. Der Übergang wird eher durch den Lebenszyklus der Anlagen als durch ein einzelnes Programm bestimmt und erfolgt Umspannwerk für Umspannwerk, sobald die Geräte das Ende ihrer Lebensdauer erreichen.

Das ist nichts Ungewöhnliches. Der Übergang von konventionellen zu digitalen Schaltanlagen verlief nach dem gleichen Muster, und viele Energieversorger betreiben nach wie vor beide Varianten. Die praktische Frage lautet nicht, ob man alles auf einmal virtualisieren soll, sondern wo man anfangen soll und wie man eine gemischte Infrastruktur überschaubar hält.

Die Antwort lautet für die meisten Energieversorger: Virtualisierung auf Stationsebene. Virtualisierung auf Stationsebene bedeutet, die HMI-, SCADA- und Gateway-Funktionen in einer virtualisierten Umgebung auszuführen, während Schutz- und Steuerungsfunktionen weiterhin auf dedizierten Geräten verbleiben. Da diese Funktionen nicht denselben Echtzeitanforderungen unterliegen wie der Schutz, ist das Risikoprofil geringer und die Vorteile lassen sich schneller realisieren.

Die Softwareebene auf Stationsebene ist ein praktischer Ausgangspunkt. Da sie nicht denselben Echtzeitanforderungen unterliegt wie die Schutzfunktionen, kann sie mit begrenztem Risiko in einer virtualisierten Umspannwerksumgebung betrieben werden. Energieversorger können die Virtualisierung auf dieser Ebene einführen, während die Schutzfunktionen weiterhin auf dedizierten Geräten verbleiben, und von dort aus expandieren, sobald die Technologie und ihre eigenen Fähigkeiten ausgereift sind.

Häufig gestellte Fragen zur Virtualisierung von Umspannwerken

Unter dem Begriff „Virtualisierung von Umspannwerken“ versteht man den Betrieb von Automatisierungssoftware für Schaltanlagen auf einer gemeinsam genutzten Recheninfrastruktur anstelle von dedizierten Hardwaregeräten. Funktionen, für die bisher jeweils eine eigene physische Einheit erforderlich war, werden zu Softwareinstanzen, die auf Servern ausgeführt werden.
Eine digitale Schaltanlage ersetzt die Signalkabel aus Kupfer durch eine Ethernet-basierte Kommunikation, beispielsweise nach IEC 61850. Bei einer virtualisierten Schaltanlage wird der Ausführungsort der Funktionen verlagert, wobei sowohl software- als auch hardwarebasierte Funktionen – wie beispielsweise Schutzrelais – auf eine gemeinsam genutzte Infrastruktur verlagert werden. Beide Konzepte hängen miteinander zusammen, und die Virtualisierung baut häufig auf einer digitalen Grundlage auf.
Ja, aber es handelt sich nach wie vor um ein Spezialgebiet. Schutzfunktionen unterliegen strengen Echtzeitanforderungen, die in Millisekunden gemessen werden, und die Erfüllung dieser Anforderungen in einer virtualisierten Schaltanlagenumgebung stellt eine echte technische Herausforderung dar. Aus diesem Grund erfolgt die Einführung schrittweise und auf verschiedenen Ebenen.
vPAC umfasst Schutz-, Automatisierungs- und Steuerungsfunktionen, die als Software ausgeführt werden. Die Virtualisierung auf Stationsebene umfasst die HMI-, SCADA- und Gateway-Ebene. Diese Ebenen betreffen verschiedene Bereiche der Umspannstation und unterliegen unterschiedlichen Echtzeitanforderungen, weshalb sie häufig in verschiedenen Phasen eingeführt werden.
Ja, zenon stellt die Ebene auf Schaltanlagenebene in einer virtualisierten Schaltanlage bereit, die in virtuellen Maschinen oder Containern ausgeführt wird. Es lässt sich in dedizierte Schutzsysteme oder virtualisierte Schutzplattformen integrieren, sodass Energieversorger die Virtualisierung auf Schaltanlagenebene unabhängig von der Schutzebene einführen können.
Nein, zenon bietet keine Schutzfunktionen und virtualisiert diese auch nicht. Es stellt die Softwareebene auf Schaltanlagenebene bereit, ist herstellerunabhängig und unterstützt konventionelle, digitale und virtualisierte Schaltanlagen.

vPAC steht für „Virtual Protection, Automation and Control“ (virtueller Schutz, Automatisierung und Steuerung). Der Begriff bezeichnet Schutz- und Steuerungsfunktionen, die als Software statt als dedizierte Relais ausgeführt werden. Es handelt sich dabei um den auf den Schutz ausgerichteten Aspekt der Virtualisierung von Schaltanlagen.
Der wichtigste Faktor ist die Lebenszyklusökonomie. Durch die Virtualisierung können Software- und Hardware-Erneuerungszyklen voneinander unabhängig gestaltet werden, was sich auf die Kosten für die Instandhaltung eines Umspannwerks über dessen Lebensdauer von 30 bis 40 Jahren auswirkt. Die Komplexität des Netzes und die betriebliche Auslastung sind sekundäre Faktoren.
Virtualisierung auf Stationsebene bedeutet, dass die Funktionen einer Umspannstation auf Stationsebene – wie beispielsweise HMI, SCADA, Gateway-Kommunikation und Engineering-Tools – in einer virtualisierten Umgebung ausgeführt werden. Schutz- und Steuerungsfunktionen verbleiben auf dedizierten Geräten oder auf spezialisierten virtualisierten Schutzplattformen.
Die meisten Versorgungsunternehmen beginnen auf der Stationsebene, da für HMI-, SCADA- und Gateway-Funktionen nicht dieselben Echtzeitanforderungen gelten wie für die Schutztechnik. Dadurch lässt sich die Virtualisierung mit begrenztem Risiko einführen, während die Schutztechnik ihren eigenen Weg geht.
Ja, zenon läuft in virtuellen Maschinen und Containern und bietet Funktionen auf Stationsebene wie HMI, SCADA, Alarmmanagement, Ereignisprotokollierung und Gateway-Kommunikation in virtualisierten Schaltanlagen.
Nicht sofort. Die meisten Energieversorger werden über Jahre hinweg konventionelle, digitale und virtualisierte Umspannwerke parallel betreiben. Der Übergang richtet sich nach dem Lebenszyklus der Anlagen und erfolgt schrittweise, Umspannwerk für Umspannwerk.

Zukünftige Trends und Entwicklungen bei IEC 61850 und zenon

Bei der Analyse der Rolle von IEC 61850 und zenon ist es wichtig, zukünftige Trends und Entwicklungen im Blick zu behalten. Um den steigenden Anforderungen aufgrund der zunehmenden Dynamik und des wachsenden Bedarfs an elektrischer Energie gerecht zu werden, müssen Energieversorger ihre Anlagen zukunftssicher machen und ihre betriebliche Effizienz steigern. Da Cybersicherheit in digitalisierten Systemen eine immer größere Rolle spielt, muss die Energiewirtschaft den Schutz vor Cyberbedrohungen gewährleisten. Darüber hinaus unterstreicht die weltweit zunehmende Bedeutung von Nachhaltigkeit und emissionsfreien Strategien die Notwendigkeit, traditionelle fossile Energiequellen zugunsten dezentraler erneuerbarer Energien stillzulegen. zenon ist gut aufgestellt, um diese Herausforderungen zu meistern, wobei die Entwicklung von Benutzeroberflächen und Smart-Grid-Lösungen im Vordergrund der Entwicklung steht. Wir sind gespannt, was die Zukunft für unsere Kunden, die Norm IEC 61850 und zenon bereithält.

Für detailliertere Informationen zu den Funktionen und der Konformität der IEC 61850-bezogenen Treiber und Funktionen in zenon wenden Sie sich bitte an uns.

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