Smart Grid: Passende Kommunikation gesucht
Smart Grids sind eines der beherrschenden Themen auf der Leitmesse „Energy“ während der kommenden Hannover Messe 2012 (23. bis 27. April). Diese neuen, digital steuerbaren Stromnetze leben davon, schnell auf sich ändernde Bedarfe und Erzeugungsmengen von Strom zu reagieren. Welche Kommunikationsprotokolle dazu am besten geeignet sind, wird derzeit intensiv diskutiert.
Die Zukunft im neuen deutschen, digitalen Stromnetz – dem Smart Grid – gehört dezentralen Erzeugern, Verbrauchern und Energiespeichern. Alle Komponenten sollen möglichst erzeugungsnah so zusammengeschaltet und reguliert werden, dass Verbrauch und Bedarf sich wie heute möglichst die Waage und damit Netzspannung und -frequenz stabil halten. Der Weg dahin steckt noch voller Fragen. Eine davon lautet: Wie können die vielen Komponenten kommunizieren, damit die einzelnen Elemente rechtzeitig wissen, was sie zu tun haben?
Gerangel um Kommunikation im Smart Grid
„Bislang hatte man unterhalb des Ortsnetzverteilers überhaupt keine Daten, und das Netz lief doch“, weiß Ingenieur Graß dies vor allem jedoch deshalb, weil dies bisher fast eine reine Verbrauchsebene im Netz war.
Sensible Regelmechanismen für komplexe Smart-Grid-Strukturen der Zukunft notwendig
In den komplexen Smart-Grid-Strukturen der Zukunft mit ihren sehr vielen Beteiligten sind sensiblere Regelmechanismen auf allen Ebenen gefragt, welche die Aktionen der einzelnen Komponenten gezielt und koordiniert steuern. Dafür wird heute vor allem das Scada-Protokoll (IEC 61850) mit seinen zahlreichen Unterstandards verwendet.
Scada umfasst heute unter anderem drei Kommunikationsprotokolle, nämlich MMS, GOOSE und IEC 61850–9–2 sowie ein Protokoll für Uhrzeitsynchronisation (Details s. Kasten). Ein weiterer auf XML und Webservices basierender Kommunikationsdienst ist als Standardergänzung im Gespräch.
Smart Grid nutzt Funktechniken wie Wimax, Mobilfunk oder Powerline
Wie diese Daten im Smart Grid transportiert werden sollen, dazu nutzt die Branche in Praxistests Funktechniken wie Wimax oder Mobilfunk, aber auch Powerline, das kabelgebundene KMX oder Wireless M-Bus, eine Funkvariante des Smart-Meter-Kommunikationsstandards M-Bus. Wimax und Mobilfunk kommen eher im Open-Air-Bereich zum Einsatz, Powerline in allen Bereichen und die beiden Letztgenannten für die Kommunikation innerhalb von Gebäuden, vom Smart Home bis hin zur komplexeren Gebäudeautomatisierung.
Was am Ende besser ist, darüber ranken sich in der Fachwelt im Moment kontroverse Diskussionen. „IEC 61850 wurde für die Kommunikation in räumlich begrenzten Schaltanlagen, etwa Umspannwerken, entwickelt, wo alle Komponenten ständig miteinander in Verbindung stehen“, erklärt Ralf Thomas, Leiter Marketing und Geschäftsentwicklung bei IDS. Das Unternehmen produziert Steuersysteme für Minigrids. Die Spezialisten aus Ettlingen bei Karlsruhe liefern ihre Produkte zum Beispiel als zentrale Steueranlagen für Häuser, welche die gemeinsam von RWE, MVV Energie und anderen angebotene Brennstoffzelle Callux als Energiespender verwenden.
„Für räumlich verteilte Lösungen ist MMS nicht geeignet, weil man eine permanente Verbindung zur Netzleitstelle braucht“, sagt Thomas. Das sei schlicht zu teuer. GOOSE dagegen funktioniere am besten Punkt-zu-Punkt, also zwischen zwei Geräten, sei aber kaum in der Lage simultane Mehrgerätekommunikation sicherzustellen. XML und Webservices hätten ebenfalls Schwächen: Sie brauchten zwar keine permanente Verbindung, erhöhten aber das zu übertragende Datenvolumen, verglichen mit MMS, auf das Zehnfache. Eine andere Position vertritt Hubert Kirrmann vom ABB Forschungszentrum in schweizerischen Baden-Dättwil: Er warnte anlässlich eines Forums zum Thema „Kommunikation im Smart Grid“ des TÜV Süd in München ausdrücklich davor, das bewährte MMS durch XML-basierende Protokolle überstürzt abzulösen, nur um zeitgemäß zu erscheinen. Ein Wirrwarr verschiedener Protokolle könne dabei entstehen, das die Zusammenarbeit der Geräte im Netz erschwere und das Erfolgsrezept von IEC 61850 gefährde. Außerdem fehlten bislang Werkzeuge, Realisierung und Testmethoden. ABB hatte das MMS-Verfahren vor mehr als 30 Jahren mitentwickelt.
Dagegen ist Frank Schwammberger, bei IBM Deutschland zuständig für Softwarelösungen für die Energiebranche, von Webservices und XML überzeugt und will sich in den Standardisierungsgremien für sie einsetzen. Stammen diese Protokolle doch aus der IBM bestens vertrauten Informationstechnik. Allerdings konzediert der Manager: „Was letztlich eingesetzt wird, entscheidet die Energiebranche.“ Mit einer Lösung alleine werde man sowieso nicht alle Aufgaben im Smart Grid lösen können.
Für die Echtzeitkommunikation im Smart Grid werden sich terrestrische Funknetze durchsetzen
Derweil ist IDS-Manager Thomas – IEC 61850 hin oder her – überzeugt, dass sich für die Aufgaben einer Echtzeitkommunikation im Smart Grid terrestrische Funknetze durchsetzen werden. „Die meisten großen Energiebetreiber haben heute schon große, bundesweit funktionierende Betriebsfunknetze, die sie nun für Steuerungsaufgaben im Smart Grid öffnen.“ So sei vielerorts eine beinahe flächendeckende Infrastruktur vorhanden. Diese Technologie nutze IDS bei rund 60 % der installierten Anlagen.
Zudem sei Datentransport im Mikrosekundentakt im Smart Grid nicht erforderlich. „Wenn wir mit Verzögerungen von 1 s bis 5 s steuern, sind wir gut dabei“, betont Thomas. „Schließlich braucht eine Solaranlage 10 s zum Hochfahren, ein BHKW 5 min, eine Windturbine sogar noch länger.“ Größere Robustheit als oft angenommen bestätigt auch Forscher Graß: „Schwierigkeiten gab es in unseren Smart-Grid-Testimplementierungen vor allem dann, wenn minutenlange Verzögerungen beim Signaltransfer auftraten. Alles, was darunterlag, führte zumindest nicht zum Netzausfall.“
Ein Beitrag von:
