Wie lässt sich die intelligente Transformation herkömmlicher Umspannwerke verwirklichen?

Wie lässt sich die intelligente Transformation herkömmlicher Umspannwerke verwirklichen?

Tausende von Umspannwerken weltweit arbeiten nach wie vor mit elektromagnetischen Relais, Kupfersteuerkabeln, die punktgenau zwischen den Feldern verlaufen, und Papier-Logblättern, die von Betreibern im stündlichen Rundgang ausgefüllt werden. Diese Umspannwerke sind zuverlässig, doch sie sind auch blind: Sie können ihren eigenen Zustand nicht melden, Ausfälle nicht vorhersagen und nicht ferngesteuert werden. Eine intelligente Transformation ändert dies – ohne zwangsläufig einen kompletten Neubau erfordern zu müssen.

Der Intelligenz-Stack: Was aktualisiert wird

Eine intelligente Umspannwerks-Transformation adressiert vier funktionale Ebenen. Die Prozessebene digitalisiert analoge Signale direkt an ihrer Quelle – wobei herkömmliche Strom- und Spannungswandler durch nichtkonventionelle Messwandler (NCITs) ersetzt werden, die digitale Abtastwerte über Glasfaser ausgeben. Die Sektorebene ersetzt diskrete Schutzeinrichtungen durch intelligente elektronische Geräte (IEDs), die mittels IEC-61850-GOOSE-Nachrichten statt über verdrahte binäre Signale kommunizieren. Die Stationsebene ersetzt das verdrahte Bedienpult durch ein SCADA-System sowie eine Bedienerarbeitsstation mit Mensch-Maschine-Schnittstelle (HMI)-Anzeigen. Die Unternehmensebene verbindet das Umspannwerk mit den Asset-Management-, Energiemanagement- und zustandsbasierten Instandhaltungsplattformen des Versorgungsunternehmens.

Eine gestufte Transformation kann diese Schichten unabhängig voneinander modernisieren. Eine Umspannstation kann die IEC-61850-Stationsbus-Kommunikation zwischen IEDs einführen, während konventionelle Messwandler beibehalten werden – dadurch wird die Kommunikationsgeschwindigkeit zwischen den Feldern sowie eine Reduzierung des Verkabelungsaufwands erreicht, ohne dass primäre Anlagenteile verändert werden müssen. Umgekehrt kann eine Station NCITs und Merging Units auf der Prozessebene installieren, während bestehende Schutzrelais mit analogen Eingängen weiterverwendet werden – dies verbessert die Messgenauigkeit, ohne die Schutzkonzepte zu ändern.

IEC 61850: Das Protokoll, das Intelligenz ermöglicht

Bei herkömmlicher Umspannwerkverkabelung führt jedes Messgerät über ein dediziertes Kupferpaar zu jedem Relais, das diese Messgröße benötigt – eine Stern-Topologie, die Kilometer an Kabel verbraucht und an jedem Anschlussklemmenblock einzelne Ausfallpunkte erzeugt. IEC 61850 ersetzt dies durch ein Glasfasernetz, bei dem abgetastete Werte und GOOSE-Auslösesignale dieselbe physische Infrastruktur über zeit-synchronisiertes Ethernet gemeinsam nutzen.

Die wesentlichen technischen Vorteile sind messbar. Die Kabelanzahl im Schaltanlagenraum sinkt um rund 60–70 %. Die Inbetriebnahmezeit pro Feld verringert sich von Wochen auf Tage, da Lichtwellenleiterverbindungen mittels Link-Status-LEDs und nicht durch manuelle Punkt-zu-Punkt-Kontinuitätsprüfungen verifiziert werden. Der größte Vorteil ist jedoch die Interoperabilität: Ein Schutz-IED eines Herstellers kommuniziert mit einem Feldcontroller eines zweiten Herstellers mithilfe eines standardisierten Datenmodells – dadurch entfallen Protokoll-Gateways und individuelle Zuordnungen, wie sie bei der traditionellen Umspannwerk-Integration dominieren.

Schritt-für-Schritt-Transformations-Roadmap

Stufe eins implementiert die Stationsbus-Schicht: Ethernet-Switches werden im Schaltanlagenraum installiert, Relais werden auf IEC-61850-fähige IEDs aktualisiert und die SCADA-HMI wird eingeführt. Die Anlage verfügt nun über lokale und entfernte Überwachung, Ereignisprotokollierung sowie Störungs-Aufzeichnung. Diese Stufe kann während geplanter Abschaltungen innerhalb von 4–6 Wochen für ein typisches 6-Feld-Verteilungs-Umspannwerk abgeschlossen werden.

Stufe zwei implementiert die Prozessbus-Schicht: Installation von Zusammenführungseinheiten im Schalthaus, um analoge Signale direkt an der Quelle zu digitalisieren, Verlegung von Glasfaserkabeln zum Leitgebäude sowie Konfiguration der abgetasteten Wert-Ströme. Die kupfernen Mehradern-Kabel zwischen Schalthaus und Leitwarte werden außer Betrieb genommen. Diese Stufe ist stärker eingreifend und wird typischerweise mit dem Austauschzyklus der Primärausrüstung synchronisiert – alternde Stromwandler (CTs) und Spannungswandler (VTs) werden während derselben Abschaltung durch nicht-konventionelle Strom- und Spannungswandler (NCITs) ersetzt.

Stufe drei implementiert erweiterte Anwendungen: Partialentladungsüberwachung an Schaltanlagen, Analyse gelöster Gase an Transformatoren, Zustandsüberwachung von Leistungsschaltern mittels Stromsignatur-Analyse der Betätigungsspulen sowie dynamische Leitungsbemessung bei Freileitungs-Zuleitungen. Diese zustandsbasierten Instandhaltungswerkzeuge verlagern die Instandhaltungsphilosophie von einer zeitbasierten zu einer zustandsbasierten Strategie, wodurch die Lebensdauer der Ausrüstung verlängert und ungeplante Ausfälle reduziert werden.

Fallbeispiel: Verteilungs-Umspannwerk gewinnt Fernbedienbarkeit

Ein regionales Versorgungsunternehmen in Afrika betrieb 14 unbemannte Umspannwerke mit einer Spannung von 33/11 kV, bei denen zur Störungsdiagnose stets ein Techniker vor Ort eingesetzt werden musste – mit einer durchschnittlichen Reaktionszeit von zwei Stunden. Das Unternehmen führte eine gestufte intelligente Modernisierung an sechs priorisierten Umspannwerken durch, beginnend mit dem Austausch der IEC-61850-konformen IEDs und der Integration in das SCADA-System. Das neue System, geliefert von einem integrierten chinesischen Anbieter elektrischer Ausrüstung, ermöglichte die Fernidentifikation von Störungen innerhalb von 30 Sekunden nach Auslösung eines Schutzes sowie die ferngesteuerte Wiedereinschaltung des Leistungsschalters bei vorübergehenden Störungen. Die durchschnittliche Ausfallzeit sank von 4,2 Stunden auf 1,1 Stunden. Die Investitionskosten amortisierten sich innerhalb von 18 Monaten durch reduzierte SAIDI-Strafzahlungen.

Häufig gestellte Fragen

Kann ein traditionelles AIS-Umspannwerk modernisiert werden, ohne die Primärausrüstung auszutauschen?

Ja. Bei der ersten Transformationsstufe werden ausschließlich die sekundären Systeme – Relais, Schalttafeln und Kommunikationsnetz – modernisiert, während bestehende Leistungsschalter, Stromwandler (CTs), Spannungswandler (VTs) und Sammelschienen beibehalten werden. Die primäre Ausrüstung bleibt unverändert, wodurch die Ausfallzeit und die Investitionskosten minimiert werden.

Wie hoch ist der Kostenvorteil eines neuen digitalen Umspannwerks gegenüber einer Nachrüstung?

Eine intelligente Nachrüstung bei einem Bestandsstandort kostet typischerweise 40–60 % eines Neubaus (Greenfield) eines digitalen Umspannwerks mit vergleichbarer Funktionalität, da die primäre Ausrüstung, die Freiluftschaltanlage inklusive baulicher Anlagen sowie die Gebäudeinfrastruktur wiederverwendet werden.

Wie verbessert IEC 61850 die Zuverlässigkeit von Umspannwerken?

Die Glasfaserkommunikation eliminiert Risiken durch Potentialanstieg im Erdungssystem während Kurzschlüssen, vermeidet elektromagnetische Störungen an analogen Signalleitungen und ermöglicht eine kontinuierliche Selbstüberwachung des Kommunikationsnetzes. Fehlende Verbindungen werden innerhalb von Millisekunden erkannt – nicht erst bei der nächsten geplanten Wartung.

Welche Cybersicherheitsmaßnahmen gelten für intelligente Umspannwerke?

IEC 62351 definiert Authentifizierung, Verschlüsselung und Schlüsselverwaltung für IEC 61850-Netzwerke. Eine physische Trennung des Stationsbusses von externen Netzwerken, rollenbasierte Zugriffskontrolle an IEDs sowie Protokollaudits sind Mindestanforderungen. Kritische Umspannwerke ergänzen diese Maßnahmen durch Intrusion-Detection-Systeme, die das Stations-LAN überwachen.

Können IEDs verschiedener Hersteller in derselben IEC 61850-Umspannanlage interoperabel arbeiten?

Ja – sofern beide Hersteller die Konformität mit dem IEC 61850-Ausgabestand 2 durch zertifizierte Konformitätstests nachgewiesen haben. Die Substation Configuration Language (SCL) standardisiert den Austausch des Datenmodells. Anbieter wie Sinotech Group bieten als Teil ihres Umspannwerk-Integrationsdienstes Interoperabilitätstests für mehrere Hersteller an.

Welche Schulung benötigen Betreiber für eine intelligente Umspannanlage?

Bediener benötigen Schulungen zur HMI-Navigation, zu Verfahren zur Alarmbestätigung und zu Protokollen für die Fernumschaltung – typischerweise 2–3 Tage für erfahrene Umspannwerk-Personal. Schutztechnik-Ingenieure benötigen umfassendere Schulungen zur IEC-61850-Konfiguration und zur Störungsanalyse, typischerweise 1–2 Wochen.