Herr Habicht, bevor wir über das softwaredefinierte Umspannwerk sprechen: Wo steht Deutschland heute beim digitalen Umspannwerk?
Wir müssen zunächst zwischen dem digitalen und dem softwaredefinierten beziehungsweise virtualisierten Umspannwerk unterscheiden. Unter einem konsequent digitalen Umspannwerk verstehe ich eine durchgängige Kommunikation auf Basis von IEC 61850 – einschließlich Process Bus und Station Bus. Diese Ausprägung ist in Deutschland noch keineswegs flächendeckender Stand der Technik. Bei Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern gibt es zwar Pilotprojekte, vielerorts wird aber weiterhin konventionell oder nur teilweise digital gebaut. Das liegt auch daran, dass sich die erwarteten wirtschaftlichen Vorteile der ersten digitalen Konzepte nicht immer in der erhofften Form gezeigt haben. Was an Kupferverdrahtung eingespart wird, muss teilweise wieder in zusätzliche Netzwerkkomponenten investiert werden. Diese Komponenten müssen außerdem administriert und sicherheitstechnisch gepflegt werden. Deshalb halte ich es für möglich, dass wir die ursprünglich gedachte Vollausprägung des digitalen Umspannwerks in manchen Fällen überspringen und relativ direkt zur virtualisierten Architektur weitergehen.
Worin besteht der eigentliche Paradigmenwechsel beim softwaredefinierten Umspannwerk – und warum gewinnt er angesichts erneuerbarer Energien, komplexerer Lastflüsse und wachsender Anlagenzahlen an Bedeutung?
Heute sind Schutz-, Fernwirk- und Leittechnikfunktionen überwiegend an einzelne Geräte gebunden. In einem softwaredefinierten Umspannwerk werden diese Funktionen von der dedizierten Hardware entkoppelt und als Softwareinstanzen auf einer gemeinsamen, lokalen Rechnerplattform betrieben. Aus mehreren gerätespezifischen „Silberbüchsen“ werden damit virtualisierte Funktionen, die beispielsweise in virtuellen Maschinen oder Containern laufen. Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien, komplexeren Betriebszuständen und einer wachsenden Zahl von Anlagen steigt zugleich der Druck, solche Funktionen reproduzierbar bereitzustellen, anzupassen und zu verwalten. Die Primärtechnik verschwindet dadurch natürlich nicht. Auch die Schnittstelle zum Prozess bleibt physisch: Merging Units erfassen die Messgrößen und stellen sie den virtualisierten Schutzfunktionen über den Process Bus bereit. Der Paradigmenwechsel betrifft vor allem die Sekundärtechnik – und ebenso die Organisation, weil Schutztechnik, Fernwirktechnik, Leittechnik sowie IT und Netzwerk nicht länger weitgehend getrennt voneinander arbeiten können.
Welche Funktionen lassen sich bereits gut virtualisieren – und wo liegt die größte technische Herausforderung?
HMI- und Leittechnikfunktionen lassen sich vergleichsweise einfach virtualisieren; das geschieht in anderen industriellen Umgebungen bereits seit längerer Zeit. Auch klassische Fernwirkfunktionen können gemeinsam mit der Leittechnik auf einer Plattform laufen. Perspektivisch könnte eine separate RTU in manchen Architekturen entfallen, wenn das HMI beziehungsweise Leitsystem zugleich die Gateway-Funktion zur Netzleitstelle übernimmt. Die anspruchsvollste Aufgabe ist die Virtualisierung der Schutzgeräte. Hier müssen Echtzeitverhalten, deterministische Kommunikation, Verfügbarkeit, Prüfung und sichere Rückwirkung auf den Prozess zuverlässig beherrscht werden. Gleichzeitig wird sich auch die Hardware an der Prozessschnittstelle weiterentwickeln – etwa bei Merging Units sowie bei Low-Power- und nichtkonventionellen Messwandlern.
Wie ist die Plattformarchitektur konkret aufgebaut und werden die Funktionen künftig über viele Umspannwerke hinweg zentralisiert?
Zumindest in den ersten Ausbaustufen erwarte ich keine zentrale Plattform, die von einem entfernten Rechenzentrum aus beispielsweise 30 Umspannwerke steuert. Die Serverplattform wird vielmehr lokal im jeweiligen Umspannwerk stehen. Dort laufen die virtualisierten Schutz-, Steuerungs-, Fernwirk- und Visualisierungsfunktionen – sinnvollerweise auf redundant ausgelegten Systemen. Eine Verlagerung in die Cloud ist technisch grundsätzlich denkbar, für kritische Schutzfunktionen in Deutschland aber aus meiner Sicht zunächst wenig realistisch. Dafür wären besonders abgesicherte Rechenzentren, Kommunikationswege und Betriebsmodelle erforderlich. Der wahrscheinlichere erste Schritt ist daher eine dezentrale, stationsbezogene Virtualisierung: weniger spezialisierte Hardware im Umspannwerk, aber weiterhin lokale Rechenleistung und lokale Betriebsfähigkeit.
Welche Vorteile bietet eine lokal im Umspannwerk betriebene und redundant ausgelegte Softwareplattform – etwa bei Wartung, Tests, Updates und Betrieb?
Der wesentliche Hebel liegt darin, tatsächlich dedizierte Hardware einzusparen. Beim digitalen Umspannwerk wurden Einsparungen an Verdrahtung teilweise durch zusätzliche Netzwerktechnik kompensiert. In einer konsequent softwaredefinierten Architektur können dagegen zahlreiche gerätespezifische Funktionen auf standardisierter Serverhardware konsolidiert werden. Das kann Investitions- und vor allem Betriebsaufwand reduzieren. Skalierbarkeit bedeutet dabei zunächst, innerhalb einer Station weitere Funktionen oder Instanzen softwareseitig bereitzustellen und wiederholbare Plattformkonzepte auf zusätzliche Anlagen zu übertragen und nicht beliebig viele Umspannwerke von einem einzigen zentralen Server abhängig zu machen.
Hinzu kommen Vorteile bei Geräteverwaltung, Patchmanagement, Tests und funktionalen Erweiterungen. Funktionen lassen sich zentral innerhalb der Station verwalten, ohne jedes einzelne Feldgerät vor Ort mit einem Kabel aktualisieren zu müssen. Auch für Hersteller ist der Ansatz interessant: Sie können stärker auf marktübliche Serverhardware setzen und werden weniger abhängig von speziellen Chipsätzen und gerätespezifischen Lieferketten. Allerdings bleibt die Primärtechnik einschließlich Bau und Schaltanlage ein großer Kostenblock; Virtualisierung macht das gesamte Umspannwerk also nicht automatisch billig.
Wo liegen die größten Zeitvorteile bei Engineering, Prüfung, Inbetriebnahme und Wartung?
Besonders groß ist das Potenzial bei wiederkehrenden Arbeiten. Heute werden Schutzgeräte häufig einzeln geprüft: Das Prüfgerät wird angeschlossen, die Schutzfunktion wird durchlaufen, ein Protokoll entsteht und anschließend geht es zum nächsten Gerät. In einer virtualisierten Umgebung können solche Abläufe stärker zentralisiert, standardisiert und teilweise automatisiert werden. Ähnliches gilt für Updates. Auf einer redundanten Plattform lässt sich zunächst das nicht produktive System patchen und testen. Wenn die Prüfung erfolgreich ist, kann die aktualisierte Konfiguration in den Runtime-Betrieb übernommen werden. Wiederverwendbare Softwarebausteine, standardisierte Konfigurationen und automatisierte Tests können perspektivisch auch Engineering und Inbetriebnahme beschleunigen. Das vereinfacht Wartung und Patchmanagement erheblich. Die Anfangsprojekte werden dennoch nicht automatisch schneller: Solange Rollen, Prozesse und Plattformen noch nicht etabliert sind, entsteht zunächst zusätzlicher Abstimmungsaufwand.
Welche Rolle spielt IEC 61850 in einer virtualisierten Schutz- und Automatisierungsarchitektur?
IEC 61850 ist die technische Basis für diese Architektur. Über den Process Bus werden unter anderem Sampled Values von den Merging Units zu den virtualisierten Schutzfunktionen übertragen. Dafür müssen Übertragung und Zeitsynchronisation die Echtzeitanforderungen erfüllen; eine präzise Zeitsynchronisation über PTP ist dabei wesentlich. Der Station Bus verbindet die Schutz- und Automatisierungsfunktionen mit HMI und Gateway und kann innerhalb der virtualisierten Rechnerumgebung teilweise als virtuelles Netzwerk abgebildet werden. Der Standard allein garantiert allerdings noch keine vollständige Austauschbarkeit. IEC 61850 lässt Freiheitsgrade zu, die von Herstellern unterschiedlich genutzt werden. In der Praxis ist deshalb der einfache Austausch eines Schutzgeräts von Hersteller A gegen ein Gerät von Hersteller B bislang keineswegs selbstverständlich. Für echte Offenheit braucht es neben dem Standard klare Profile, abgestimmte Datenmodelle, getestete Interoperabilität und entsprechende Geschäftsmodelle der Anbieter.
Wie lassen sich Verfügbarkeit und Echtzeitfähigkeit auf dem Niveau klassischer Schutztechnik sicherstellen?
Breite Langzeiterfahrungen aus dem Betrieb gibt es noch nicht; viele Ansätze befinden sich im Entwicklungs- oder Pilotstadium. Das Grundprinzip ist jedoch aus der IT bekannt: Die lokale Plattform wird redundant aufgebaut, sodass die Funktionen auf einer zweiten Serverumgebung gespiegelt werden können. Dadurch lassen sich Wartungs- und Updatevorgänge vorbereiten, testen und anschließend kontrolliert umschalten. Für den Schutz reicht klassische IT-Verfügbarkeit allein allerdings nicht aus. Die gesamte Kette – von der Messwerterfassung über Process Bus und Zeitsynchronisation bis zur Schutzentscheidung und Ansteuerung – muss deterministisch und prüfbar sein. Genau das müssen Pilotanlagen im realen Betrieb nachweisen. Versorgungssicherheit ist in der Energiebranche zu Recht ein entscheidendes Kriterium und einer der Gründe, warum sich neue Konzepte nur schrittweise durchsetzen.
Vergrößert die stärkere Softwareorientierung die Cyberrisiken?
Cybersecurity ist nicht erst mit dem softwaredefinierten Umspannwerk relevant. Bereits ein konsequent digitales Umspannwerk enthält zahlreiche Netzwerkkomponenten, Merging Units, Schutzgeräte, Switches und gegebenenfalls Router, die administriert, überwacht und gepatcht werden müssen. Die Angriffsfläche entsteht also schon heute durch Vernetzung und digitale Kommunikation. Eine virtualisierte Architektur kann das Sicherheitsmanagement sogar vereinfachen, weil Softwarestände, Patches und Konfigurationen innerhalb der Station zentraler verwaltet werden können. Sie ersetzt aber keine saubere Segmentierung, Zugriffskontrolle, Härtung, Protokollierung, geregelten Updateprozess und abgestimmte Notfallkonzepte. Sollte man kritische Funktionen später in entfernte Rechenzentren oder Cloud-Umgebungen verlagern, würden die Anforderungen an Kommunikationssicherheit, Verfügbarkeit und Betreiberverantwortung nochmals deutlich steigen.
Welche organisatorischen Veränderungen und IT/OT-Kompetenzen benötigen Netzbetreiber?
Das ist möglicherweise eine ebenso große Herausforderung wie die Technik. Bei vielen Energieversorgern arbeiten Schutztechnik, Fernwirktechnik und Leittechnik in klar getrennten Einheiten. Für eine virtualisierte Plattform kommt zusätzlich die Verantwortung für Server, Betriebssysteme, virtuelle Umgebungen und Netzwerke hinzu. Wenn für jede Änderung vier oder fünf getrennte Fachgruppen nacheinander benötigt werden, wird das Modell unnötig schwerfällig. Benötigt werden deshalb IT-Fachleute, die die Anforderungen der OT verstehen, und OT-Fachleute mit belastbarem Verständnis für IT, Netzwerke und Cybersecurity. Noch wichtiger sind gemeinsame Prozesse: Änderungen müssen abgestimmt, Auswirkungen auf Kommunikation und Schutzfunktionen vorab geprüft und Verantwortlichkeiten eindeutig geregelt werden. Es geht also nicht nur um Weiterbildung, sondern auch um ein anderes Mindset und den Abbau organisatorischer Silos.
Welche neuen Anwendungen ermöglicht die gemeinsam verwaltete Softwareplattform – etwa Advanced Analytics, automatisierte Fehleranalyse oder Predictive Maintenance?
Eine gemeinsam verwaltete Plattform erleichtert grundsätzlich, Daten aus Schutz-, Steuerungs- und Leittechnik zusammenzuführen und für Advanced Analytics bereitzustellen. Sie erzeugt aber nicht automatisch mehr verwertbare Information. Schutzgeräte liefern bereits heute viele Daten, doch ein Teil davon ist redundant. Bei einer Schutzauslösung können zahlreiche Begleitmeldungen entstehen, ohne dass der tatsächliche Informationsgehalt im gleichen Maß steigt. Entscheidend sind deshalb Datenqualität, Zeitbezug, ein konsistentes Datenmodell und ein klarer Anwendungsfall. Für die automatisierte Fehlerursachenanalyse können vorhandene Messwerte und Ereignisdaten durchaus besser zusammengeführt und ausgewertet werden. Predictive Maintenance für mechanische Betriebsmittel ist jedoch etwas anderes. Um den Zustand von Schaltern oder gasisolierten Anlagen zuverlässig vorherzusagen, werden häufig zusätzliche Sensorik und passende Zustandsdaten benötigt – etwa akustische oder andere physikalische Messgrößen. Strom, Spannung und Leistung aus der Schutztechnik reichen dafür in vielen Fällen nicht aus. Der Nutzen entsteht also aus der Kombination von Plattform, geeigneter Sensorik, Datenmodell und Analyseverfahren.
Wie realistisch ist die schrittweise Transformation bestehender Umspannwerke?
Der Einstieg wird klar über Greenfield-Projekte erfolgen. In einer neuen Station lassen sich Plattform, Netzwerktechnik, Merging Units und Betriebsprozesse von Anfang an aufeinander abstimmen. Brownfield ist deutlich schwieriger, weil dort konventionelle, digitale und künftig virtualisierte Systeme über lange Zeit koexistieren müssen. Dafür braucht es geeignete Schnittstellen und Migrationskonzepte. Hinzu kommt die sehr lange Lebensdauer von Umspannwerken – typischerweise mehrere Jahrzehnte. Gleichzeitig erzeugt die Energiewende enormen Zeitdruck: Netze und zahlreiche Umspannwerke müssen schnell ausgebaut werden. Das verleitet Betreiber verständlicherweise dazu, bewährte Technik zu verwenden. Darin liegt aber auch ein Risiko: Wenn heute in großem Umfang konventionell gebaut wird, kann diese Technik für 30 oder 40 Jahre gebunden sein, obwohl modernere Architekturen bereits absehbar sind.
Welche Bedeutung haben Netzausbau und Dezentralisierung für die künftige Architektur?
Der Netzausbau erhöht vor allem den Bedarf an schnellen, wiederholbaren und effizient betreibbaren Lösungen. In Höchst- und Hochspannungsnetzen sowie bei neuen großen Verbrauchern – beispielsweise leistungsstarker Ladeinfrastruktur – müssen viele Stationen neu gebaut oder erweitert werden. Eine standardisierte Softwareplattform kann hier langfristig Flexibilität schaffen, weil Funktionen nicht für jedes Projekt erneut an zahlreiche Einzelgeräte gebunden werden müssen. Dezentrale Erzeugung bedeutet jedoch nicht, dass Netzleitstellen oder lokale Bedienmöglichkeiten verschwinden. Auch künftig werden die Stationen vor Ort visualisierbar und bei Ausfall der Verbindung zur Leitstelle sicher betreibbar sein müssen. Die Netzleitstelle bleibt für die übergreifende Führung des Netzes zentral. Virtualisierung verändert deshalb primär die technische Umsetzung innerhalb des Umspannwerks – nicht automatisch die gesamte Führungsstruktur des Netzes.
Wird das softwaredefinierte Umspannwerk langfristig zum Standard – und was treibt die Entwicklung?
Ich glaube, dass sich die Virtualisierung langfristig durchsetzen wird, auch wenn der Zeitplan schwer vorherzusagen ist. Mein Wunsch wäre, dass wir in Deutschland innerhalb der kommenden fünf Jahre erste virtuelle Umspannwerke im Greenfield-Regelbetrieb sehen und daraus belastbare Erfahrungen gewinnen. Die Transformation bestehender Anlagen wird sehr viel länger dauern. Ein entscheidender Treiber werden die Hersteller sein. Sie müssen aus dem Wechsel von gerätespezifischer Hardware zu Software ein tragfähiges Geschäftsmodell entwickeln und zugleich offenere, interoperable Lösungen anbieten. Standardisierte Serverhardware kann Lieferketten vereinfachen und Entwicklungsaufwand verlagern. Staatliche Regulierung sehe ich dabei nicht als den wichtigsten Hebel; ausschlaggebend sind praxistaugliche Technik, nachgewiesene Zuverlässigkeit, wirtschaftlicher Nutzen und der Mut von Herstellern und Betreibern, neue Konzepte tatsächlich umzusetzen. Unter diesen Voraussetzungen kann Virtualisierung zu einem zentralen Baustein der schrittweisen Transformation hin zu flexiblen und zukunftsfähigen Umspannwerken werden.
