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Labyrinth der Datenschnittstellen: Auf dem Weg zum Smart Grid sind noch einige Hürden zu bewältigen.
Stromnetze & Smart Grids

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Wege aus dem Schnittstellen-Labyrinth

Text: Klaus-Dieter Walter, SSV Software Systems Foto, Grafiken: Mats Persson/iStockphoto, SSV
Hunderttausende dezentrale Erzeuger, Speicher und schaltbare Lasten eignen sich für den Betrieb in virtuellen Kraftwerken. Den Aufbau solcher Verbundsysteme behindert aber die nahezu unüberschaubare Vielfalt von Datenschnittstellen - und das BSI-Schutzprofil.

Ein wichtiger Baustein der Energiewende ist das Integrieren und Zusammenschalten von Kommunikations- und Datenschnittstellen dezentraler Erzeuger, Speichersysteme, schaltbarer Lasten, sowie der Verbrauchsstellen (Zähler) bestimmter Gebäude. Durch eine solche datentechnische Kopplung entsteht das so genannte Smart Grid. Um aber bereits 2022 ohne Atomstrom auszukommen, müssen schnellstmöglich alle für das Smart Grid geeigneten Bestandsanlagen zu speziellen Verbundsystemen wie virtuelle Kraftwerke (VKW) oder Mikro-Grids zusammengeschaltet werden.

Schlechte Voraussetzungen

Allerdings haben die Anlagenhersteller die Datenschnittstellen dezentraler Erzeuger und Speichersysteme- soweit diese überhaupt vorhanden sind -nicht im Hinblick auf das Smart Grid oder zur Realisierung von VKW entworfen. In praktisch allen Fällen dienen sie lediglich für einfache Fernwartungs- und Diagnoseaufgaben. So besitzen zum Beispiel Mikro-Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) [1] lediglich einen internen Modemsteckplatz, um die Anlagen über das leitungsgebundene Telefonnetz mit einem Webportal zu verbinden. Die für VKW erforderlichen Fernsteuerfunktionen wären über diese Fernzugriffsschnittstelle nicht möglich. Bei den in Deutschland installierten etwa 500.000 Wärmepumpen [2] sieht es ähnlich aus: Hier sind in der Regel ebenfalls Vor-Ort-Diagnose-Schnittstellen vorhanden.

Wechselrichter in Photovoltaikanlagen, Kleinwindkraftanlagen, Brennstoffzellen und Batteriesystemen besitzen teilweise überhaupt keine Datenschnittstellen oder aber vollständig herstellerspezifische Varianten, zu denen häufig noch nicht einmal offen zugängliche Schnittstellen- und Protokollbeschreibungen existieren. Sind Datenschnittstellen vorhanden, dienen sie in der Regel dazu, spezielles Monitoring-Zubehör des Wechselrichterherstellers in die Anlagen einzubinden. Die Wechselrichter in den Bestandsanlagen sind mehrheitlich nicht für die Smart-Grid-Integrationen geeignet. Sie müssten entweder ausgetauscht oder durch externe Funktionseinheiten erweitert werden.

Bei größeren KWK-Anlagen sind die Voraussetzungen schon deutlich günstiger. Die Steuereinheiten solcher Systeme werden in der Regel durch SPS (speicherprogrammierbare Steuerungen) gebildet. Derartige Steuerungen kommen seit Jahrzehnten auch in der Fertigungs-, Prozess- und Fabrikautomatisierung zum Einsatz. Bedingt durch diese langjährigen Einsatzerfahrungen verfügen SPS-Baugruppen über zum Teil hochentwickelte Kommunikationsschnittstellen. Ethernet, TCP/IP-Protokollstacks, IEC-Fernwirkprotokolle und sogar IEC-Leitwartenschnittstellen gehören bei den meisten neueren Systemen standardmäßig oder optional zum Lieferumfang. Hemmnisse für den Einsatz im Smart Grid und in VKW sind zum einen die relativ inflexiblen Programmiersysteme - zum Beispiel IEC 61131-Entwicklungs- und Laufzeitumgebungen - und zum anderen die zumeist vollständig fehlende Sicherheit der Kommunikationsverbindungen [3].

Leitwarte als Dreh- und Angelpunkt

Die ersten Betreiber von VKW sind bereits mit innovativen Lösungen am Markt identifizierbar (siehe [4], [5] und [6]). Schaut man sich allerdings die technische Umsetzung hinsichtlich der Anbindung dezentraler Erzeuger und Speichersysteme an, so wird schnell klar, dass es erhebliche Schnittstellen-, Kommunikations- und Sicherheitsprobleme beim Praxiseinsatz geben wird. Nahezu jeder Kraftwerksbetreiber hat eine eigene Lösung. Etablierte Standards, soweit vorhanden, kommen nur teilweise zum Einsatz. Vollständige Beschreibungen zu Datenmodellen und Schnittstellen stehen teilweise noch nicht zur Verfügung. Stattdessen wird vom Betreiber einer dezentralen Anlage erwartet, dass er zusätzliche Automatisierungstechnik installiert, die er selbst zur Verfügung stellt oder anfertigen lässt. Anschaffung und Integration verursachen auf der Anlagenbetreiberseite zum Teil hohe Kosten. Bei großen Anlagen mag diese Vorgehensweise zunächst funktionieren, für Kleinanlagen kommt sie aber schon aus Kostengründen nicht in Frage. Darüber hinaus wurde bei einigen Lösungsansätzen die für derartige Anwendungen erforderliche IT-Sicherheit nur unzureichend berücksichtigt.

Um dezentrale Erzeuger und Speichersysteme in ein VKW zu integrieren, muss die Leitwarte in die Lage versetzt werden, den Erzeuger mit Hilfe eines Fernwirkzugriffs ein- und auszuschalten oder sogar die Leistung zu modulieren beziehungweise den Auf- und Endladevorgang des Speichers zu steuern. Darüber hinaus muss die Leitwarte die aktuelle Leistung der Anlage präzise messen können, zum Beispiel über eine Stromzählerfernauslesung. Diese Messung funktioniert in der Regel in beide Richtungen: Die Leitwarte kann - etwa über einen Zweirichtungszähler - feststellen, wie viel Energie dem Stromnetz entnommen oder an das Netz geliefert wird. Weiterhin muss die Leitwarte jederzeit den Zustand einer Anlage erkennen (bei einer Störung oder während einer Wartung kann ein dezentraler Erzeuger nicht für den virtuellen Kraftwerksbetrieb verwendet werden) und bei geeigneten Anlagen auch einen Leistungswert (Sollwert 0 bis 100 Prozent zur stufenlosen Anlagenleistungsfernsteuerung) vorgeben können.

Fernsteuerung im BHKW

Die Abbildung „Ferngesteuertes VKW“ illustriert die Zusammenhänge als Beispiel für ein Blockheizkraftwerk (BHKW). Anlagenseitig wurde ein spezieller Gateway-Rechner als Protokoll- und Datenkonverter installiert, der auf die BHKW-Steuerungsvariablen zugreift und mit der vor Ort vorhandenen Zählertechnik verbunden ist. In der Praxis wird entweder der Gateway an die Steuerung oder die Steuerung an den Gateway angepasst. Im ersten Fall muss der Gateway über eine Kommunikationsschnittstelle Variablen der SPS lesen und schreiben können. Im zweiten Fall besitzt der Gateway Ein- und Ausgangssignale, die in das SPS-Programm einbezogen werden müssen. So könnte ein Gateway zum Beispiel über einen 4- bis 20-mA-Ausgang einen Leistungs-Sollwert an die SPS übermitteln, die diese Vorgabe über einen Eingang erkennt und berücksichtigt. Auf jeden Fall ist für die Verbindung zwischen Gateway und BHKW-Steuerung mit einem größeren Engineering-Aufwand zu rechnen.

Die andere Seite - also die Verbindung zwischen Gateway und Leitwarte - ist anlagenunabhängig. Über diese Verbindung, die in der Regel per Internet realisiert wird, kann die Leitwarte mit einem Fernwirkprotokoll auf ein im Gateway vorhandenes anlagenunabhängiges Variablenmodell zugreifen. Das Gateway übersetzt dieses Datenmodell in die jeweiligen SPS-Anlagenvariablen.

BSI definiert Sicherheitsanforderungen

Ende Mai 2012 veröffentlichte das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) den neuesten Entwurf zur TR-03109 „Anforderungen an die Interoperabilität der Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems“ [7]. Damit wird erstmals deutlich, wie sich aus BSI-Sicht Daten-Gateways für Wärmepumpen, BHKW, Photovoltaikanlagen und andere dezentrale Systeme mit einem Smart Meter Gateway (SMGW) verbinden müssen, über welches dann auch die Smart-Grid-Kommunikation erfolgen soll. Diese Richtlinie wird durch §21c des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), untermauert. Dort heißt es sinngemäß: „Dezentrale Erzeuger mit einer installierten Leistung von mehr als 7 kW, die unter das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) oder Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) fallen, müssen in Zukunft durch den Messstellenbetreiber über ein Controllable-Local-System-Interface (CLS) mit der SMGW-Home-Area-Network-Schnittstelle (Smart Meter Gateway, HAN) verbunden werden.“

Auf Grund der dreistufigen Kommunikationsverbindung und fehlender Dienstgütevereinbarungen ist die Proxy-Funktionalität in einer BSI-konformen Infrastruktur für einen VKW-Betreiber ungeeignet. Nimmt ein solcher Dienstleister beispielsweise ein BHKW, das als CLS mit einem Smart-Meter-Gateway verbunden ist, in einen Anlagenpool für Minutenreserveleistung auf, ist bei Bedarf eine sofort verfügbare und hochstabileWeitbereichs-Netzwerkverbindung erforderlich, die eine BHKW-Fernsteuerung in Echtzeit zulässt. Über diese muss der VKW-Betreiber seinen Anlagenpool fernsteuern können, um seine Energielieferverträge zu erfüllen. Ob die TR-03109 solche Ansprüche erfüllt, ist im Moment völlig offen.

Weitere Informationen

[1] Das SenerTec-Internet-Portal „DachsPortal“ unter http://www.senertec.de/de/derdachs/zubehoer.html (Website zuletzt am 05.10.2012 besucht). [2] Webseiten des Bundesverbands Wärmepumpe (BWP) unter http://www.waermepumpe.de/ (Website zuletzt am 05.10.2012 besucht).

[3] IT-Probleme in Automatisierungsanlangen: Siehe hierzu den Automationblog unter http://www.automationblog.net/?cat=14 (Website zuletzt am 05.10.2012 besucht).

[4] VHP-Ready: Virtuelles Kraftwerk der Vattenfall AG http://www.vattenfall.de/de/virtuelles-kraftwerk.htm (Website zuletzt am 05.10.2012 besucht).

[5] Virtuelles Kraftwerk der Energy2market GmbH http://www.energy2market.de/das-gruene-kraftwerk.html (Website zuletzt am 05.10.2012 besucht).

[6] Virtuelles Kraftwerk der Transferstelle Bingen http://www.tsb-energie.de/virtuelles-kraftwerk.html (Website zuletzt am 05.10.2012 besucht).

[7] Technische Richtlinie BSI-TR-03109 „Anforderungen an die Interoperabilität der Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems“. Version 0.50, Datum 25.05.2012. Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, Bonn.

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