IEC 61850 – Anforderungen aus Anwendersicht - VDE

IEC 61850 – Anforderungen aus 

Anwendersicht 

(Begleitende Empfehlungen zur Umsetzung von Erstprojekten)

© Verband der Netzbetreiber - VDN – e.V. beim VDEW 

Robert-Koch-Platz 4, 10115 Berlin 

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Ausgabe: Juli 2004

IEC 61850 – Anforderungen aus Anwendersicht 

Inhaltsverzeichnis 

1 Einleitung........................................................................................................ 6 

2 Ziele und Inhalte der IEC 61850...................................................................... 9 

3 Generelle Anforderungen aus Anwendersicht................................................ 13 

3.1 Grundsätzliche Anforderungen bei der Einführung neuer Technologien.................... 13 

3.2 Heutige Situation bei digitaler Stationsleittechnik, Optimierungswünsche der 

Anwender ....................................................................................................... 15 

3.3 Eigenschaften offener Systeme, Anforderungen an offene Schnittstellen aus 

Anwendersicht................................................................................................. 17 

3.4 Derzeitige Sicht der Anwender auf IEC 61850...................................................... 19 

4 Funktionen und Funktionsblockung, Redundanzen........................................ 24 

4.1 Funktionen und Funktionsblockung .................................................................... 24 

4.2 Redundanzen .................................................................................................. 25 

5 Kommunikationsinfrastruktur ....................................................................... 28 

5.1 Messgrößen und Anschaltung von Betriebsmitteln ................................................ 28 

5.2 Generelle Anforderungen an die Kommunikationsinfrastruktur ............................... 29 

5.2.1 Busstrukturen.............................................................................................. 29 

5.2.2 Bustechnologie ............................................................................................ 31 

5.2.3 Zeitverhalten............................................................................................... 32 

5.2.4 Anforderungen aus Sicht der Funktionalitäten.................................................. 32 

6 Engineering................................................................................................... 35 

6.1 Projektierung .................................................................................................. 36 

6.2 Parametrierung................................................................................................ 36 

6.3 Inbetriebsetzung, Test und Diagnose.................................................................. 37 

6.4 Dokumentation................................................................................................ 37 

6.5 Zusammenfassung / Ausblick ............................................................................ 38 

7 Kostenbetrachtung zur Stationsleittechnik mit IEC 61850 ............................ 39 

7.1 Wirtschaftliches Umfeld .................................................................................... 39 

© Verband der Netzbetreiber – VDN , Juli 2004 Seite 3/76


7.2 Entwicklung der Stationsleittechnik .................................................................... 40 

7.3 Kostenvorteile/Einsparpotentiale bei Einsatz der IEC 61850................................... 40 

7.4 Zusammenfassung........................................................................................... 42 

8 Quellen- und Literaturverzeichnis, Begriffsdefinition .................................... 43 

8.1 Literatur ......................................................................................................... 43 

8.2 Links zu Homepages......................................................................................... 44 

8.3 Tagungsbände................................................................................................. 44 

8.4 Begriffe und Abkürzungen................................................................................. 44 

8.4.1 Begriffe... ................................................................................................... 44 

8.4.2 Abkürzungen ............................................................................................... 45 

9 Anhang ......................................................................................................... 46 

9.1 Anhang zu Kapitel 4 ......................................................................................... 46 

9.1.1 Einleitung und Erläuterungen zu den Tabellen ................................................. 46 

9.1.2 Tabellen zur Funktionszuordnung in verschiedenen Feldtypen............................ 48 

9.1.2 Funktionsinhalte von verschiedenen Schutzfunktionen...................................... 58 

9.1.3.1 Funktionsumfang UMZ - Schutz ..................................................................... 58 

Hauptfunktionen: ................................................................................................... 58 

Sonstige integrierte Funktionen:................................................................................ 58 

9.1.3.2 Funktionsumfang - Distanzschutz................................................................... 60 

Hauptfunktionen ................................................................................................... 60 

Sonstige integrierte Funktionen ................................................................................. 61 

9.1.3.3 Funktionsumfang Leitungs - Differential - Schutz ............................................. 64 



9.1.3.4 Funktionsumfang Transformator - Differential - Schutz ..................................... 65 



9.1.3.5 Funktionsumfang Sammelschienen - Differential - Schutz ................................. 67 





9.2 Anhang zu Kapitel 5:........................................................................................ 68 

9.2.1 Detaillierte Angaben zu Umfang und Qualitätsanforderungen an Messgrößen....... 68 

9.2.2 Anforderungen an Merging-Units (MU) zur Wandleranschaltung ......................... 70 

9.2.3 Realisierungsbeispiele für Busstrukturen ......................................................... 72 



1 Einleitung 

Im Jahre 1988 gab die VDEW ihre ersten Empfehlungen unter dem Titel „Integrierte Leittechnik 

in Stationen“ [1] heraus. Darin wurde die einzusetzende Hardware in festen Gerätestrukturen 

mit einer festen Aufgabenzuordnung und definierten Informationswegen in einem 

Zwei-Ebenen-Konzept beschrieben. 

In der überarbeiteten Empfehlung von 1994 „Digitale Stationsleittechnik“ [2] wurde das 

Ebenenkonzept mit Feld- und Stationsleitebene unverändert übernommen. Die ausschließlich 

Geräte bezogene Betrachtung wurde verlassen, es wurden Funktionen und Funktionsstrukturen 

definiert. Die Kommunikation findet über einen „Datenaustausch“ statt wobei 

keine Möglichkeit und Notwendigkeit gesehen wurde, die Protokolle des Datenaustausches 

zu normieren. Zusätzlich wurden Anforderungen an Parametrierung, Dokumentation, Prüfung, 

Abnahme und Inbetriebnahme spezifiziert. 

In einer ergänzenden Empfehlung zur Anwendung der digitalen Stationsleittechnik in 

Verteilnetzstationen von 1998 [3] wurden im Hinblick auf den Kostendruck konkretere 

und einfachere Strukturen für das Verteilungsnetz beschrieben. „Kombigeräte“ wurden definiert 

und deren mögliche Kommunikation mit der Stationsleitebene über eine erweiterte 

IEC 60870-5-103 [4] vorgeschlagen. 

Die Normenreihe IEC 61850 „Communication Networks and Systems in Substations“ (zu 

deutsch: „Kommunikationsnetze und –systeme in Stationen“) [5] befindet sich seit Mitte der 

90er Jahre in der Erarbeitung. Der Normungsprozess ist derzeit für fast alle Normbestandteile 

weitgehend abgeschlossen. Für 2004 sind seitens der Hersteller erste Produkte auf Basis 

der Normenreihe angekündigt. Erste Pilotprojekte mit eingeschränktem Umfang der Anwendung 

der Norminhalte begleiten die Normfertigstellung. 

Die Projektgruppe „IEC 61850“ beim VDN hat sich zum Ziel gesetzt, die Erstellung der 

Normpapiere in der Fertigstellungsphase zu begleiten, die Inhalte aus Anwendersicht zu 

kommentieren und die Berücksichtigung der Anwenderbelange einzufordern. 

Die vorliegende VDN-Empfehlung liefert die Voraussetzung dafür, die Vorteile der Norm für 

den Anwender erschließen zu können. Sobald die Norm in entsprechende Produkte/Systeme 

eingeflossen ist, werden diese Vorteile dann auch für den Anwender greifbar werden. Die 

Entwicklung von Produkten und Systemen nach IEC 61850 befindet sich allerdings noch in 

einer ersten Phase, sie ist noch nicht abgeschlossen. Deshalb kann diese Empfehlung noch 

keinen Stand der Technik beschreiben, es werden überwiegend betriebliche Anforderungen 

definiert. Sie enthält eine aktuelle Zusammenfassung der Beurteilung aus Anwendersicht. 

Nach durchgeführten Projekten wird der Bedarf bestehen, die gesammelten Erfahrungen in 

eine überarbeitete Empfehlung einzubringen. 



Die Empfehlung richtet sich an die Hersteller zur Entwicklung bzw. Anpassung noch nicht 

verfügbarer Funktionen oder Systemeigenschaften. Die Anwender bekommen Empfehlungen 

für die Durchführung erster Projekte mit Produkten nach IEC 61850. 

Die vorliegende Empfehlung wurde von der VDN-Projektgruppe „IEC 61850“ erarbeitet. Die 

Projektarbeit wurde gemeinsam durch Experten der Schutztechnik und der Leittechnik gestaltet. 

Die PG sieht diese Empfehlung mit ihren funktionalen Anforderungen als konsequente 

Fortführung der früheren Empfehlungen zur Stationsleittechnik. Die Inhalte wurden mit 

Herstellern von digitaler Stationsleittechnik besprochen und abgestimmt. 

Die Empfehlung gibt einen Überblick über die Ziele und Inhalte der IEC 61850. Sie bündelt 

die generellen Anforderungen aus Anwendersicht. Dabei wird auf grundsätzliche Anforderungen 

bei der Einführung neuer Technologien eingegangen. Es werden aus Anwendersicht 

die heutige Situation bei digitaler Stationsleittechnik sowie Optimierungswünsche an diese 

formuliert. Neben einer generellen Betrachtung zu den Eigenschaften offener Systeme werden 

Anforderungen an offene Schnittstellen beschrieben. 

Hinsichtlich IEC 61850 wird zusammengetragen, 

•= wann die Norm ein Vorteil ist, 

•= was die Norm leistet, 

•= was die Norm nicht leistet und 

•= welche Möglichkeiten der Anwender hat, mit der Norm umzugehen. 

In den Kapiteln 

•= Funktionen 

•= Bussystem und 

•= Engineering 

werden aus derzeitiger Betrachtung Hinweise und Empfehlungen gegeben, was zusätzlich zu 

tun ist, wenn konkrete Lösungen und Projekte umgesetzt werden sollen. In Kapitel 7 werden 

qualitative und Tendenzen zu quantitativen Kostenschätzungen für den gesamten Lebenszyklus 

beschrieben. 

Abschließend sind ein umfangreiches Quellenverzeichnis und Links zu interessanten Internet-Homepages 

gegeben. 



Die folgenden Herren haben an dieser Ausarbeitung mitgewirkt: 

Dipl.-Ing. Thomas Bauer E.ON Netz GmbH 

Dipl.-Ing. Harald Bock e.dis Aktiengesellschaft 

Dipl.-Ing. Otto Dippold E.ON Netz GmbH 

Dipl.-Ing. ThiloElsner EnBW Regional AG 

Dipl.-Ing. Wolf Fischer Bewag Aktiengesellschaft & Co. KG 

Dipl.-Ing. Klaus Hinz e.dis Aktiengesellschaft 

Dr.-Ing. Heinrich Hoppe-Oehl RWE Transportnetz Strom GmbH 

Dipl.-Ing. Hans-Joachim Hylla envia Mitteldeutsche Energie AG 

Dipl.-Ing. Peter Kacperowski Hamburgische Electricitätswerke 

Dipl.-Ing. Wolfgang Nowak EnBW Regional AG 

Dipl.-Ing. Torsten Porath RWE Transportnetz Strom GmbH 

Dipl.-Ing. Hartwig Roth VDN 

Dipl.-Ing. Berthold Wührmann RWE Transportnetz Strom GmbH 



2 Ziele und Inhalte der IEC 61850 

Die Norm IEC 61850 [5] besteht aus 10 Teilen, sie stellt einen Werkzeugkasten zur Gestaltung 

offener Systeme in der Stationsautomatisierung bereit. Die Norm beschreibt nicht die 

Funktionen der Stationsautomatisierungseinrichtung, sie stellt die Kommunikationsmechanismen 

zwischen Funktionen bereit. Die Norm enthält viele Freiheitsgrade für die Realisierung 

der Kommunikation, so dass die Hersteller sich mit ihren Funktionen und mit ihrer Systemplattform 

auf verschiedene Märkte und Anwenderanforderungen einstellen können. Für 

die Ausprägung konkreter Lösungen sind Funktionen zu spezifizieren und eine Auswahl aus 

den Freiheitsgraden der Kommunikation vorzunehmen. Die Umsetzung auf konkrete Plattformen 

muss sich an ersten Projekten bewähren. Im Rahmen der Errichtung und des Betriebs 

der ersten Projekte wird sich zeigen, welche Konsequenzen sich auf die Prozesse und 

auf die Lebenszykluskosten ergeben. 

Die Beschreibung der Inhalte der Normteile wird hier stichwortartig vorgenommen. Diese 

Zusammenfassung ist [6] entnommen. In der gleichen Veröffentlichung sind die Inhalte 

noch detaillierter beschrieben. 

Tabelle 2.1 Inhalte der Teile von IEC 61850 

Teile Inhalt 

Teil 1 

„Einführung und Übersicht“ 

Teil 2 

„Glossary“ 

Teil 3 

„Allgemeine Anforderungen“ 

•= Hintergrund und Geschichte 

•= Ziele der Normung 

•= Beschreibung der Vorgehensweise 

•= „Statische Szenarien“ (Stationstypen) 

•= Aufbau der Normenreihe IEC 61850 

•= Sammlung von Begriffen 

•= Qualitätsanforderungen (Zuverlässigkeit, Wartbarkeit, 

Portabilität, Sicherheit) 

•= Umgebungsbedingungen 

•= Stromversorgung 



Teil 4 

„Systemment“ 

und Projektmanage- 

Teil 5 

„Kommunikationsanforderungen“ 

Teil 6 

„Konfigurationssprache für Stationsautomatisierungssysteme“ 

Teil 7 

„Basis-Kommunikationsstruktur“ 

•= Engineering-Anforderungen 

•= Engineering-Werkzeuge (Tools) 

•= Dokumentation 

•= System-“Lebenszyklus” (Produktversionen, Abkündigungen, 

Unterstützung nach Fertigungseinstellung) 

•= Qualitätssicherung (Verantwortlichkeiten, Testgeräte, 

Typentest, Systemtest, FAT, SAT) 

Teil 4 orientiert sich grundsätzlich an den entsprechenden 

Forderungen und Festlegungen der VDEW- 

Empfehlung für Stationsleittechnik von 1994 [2] 

•= Prinzip der logischen Knoten 

•= Logische Schnittstellen 

•= Funktionen und Funktionsverteilung 

•= „Dynamische Szenarien“ (Informationsfluss unter 

verschiedenen Betriebsbedingungen) 

•= Übersicht über den Engineering-Prozess 

•= Definition der File-Formate zum Austausch von 

System- und Konfigurationsparametern auf Basis 

XML 

o Single-Line-Diagramm 

o Beschreibung der Kommunikationsbeziehungen 

o IED-Fähigkeiten 

•= Zuordnung der IEDs (logische Knoten) zur Primärtechnik 

Teil 7 beschreibt mit vier Unterteilen 7-1, 7-2, 7-3, 7-4 

die Festlegungen zur Kommunikation zwischen Funktionen 

(Datenmodell und Services, ACSI) 



Teil 7-1 

"Prinzipien und Modelle“ 

Teil 7-2 

Abstract Communication Service 

Interface (ACSI) 

Teil 7-3 

Allgemeine Datenklassen 

Teil 7-4 

Kompatible Logische–Knoten- 

Klassen und Datenklassen 

Teil 8 und Teil 9 

Spezifische Abbildung (Mapping) 

von Kommunikationsdiensten 

Teil 8-1 



Teil 9-1 



Teil 9-2 



•= Einführung und Übersicht über die Teile 7-1, 

7-2, 7-3, 7-4 

•= Kommunikationsprinzipien und -modelle 

•= Beschreibung ACSI 

•= Spezifikation der abstrakten Kommunikationsdienste 

•= Modell der Geräte-„Datenbank“-Struktur 

•= Allgemeine („Common“) Datenklassen und zugehörige 

Attribute 

•= Spezifikation von Logische-Knoten-Klassen 

•= Spezifikation von kompatiblen Datenklassen 

Die Teile 8 und 9 beschreiben die Abbildung der Festlegungen 

aus Teil 7 auf konkrete Plattformen (Protokollstacks). 

Sofern zukünftig durch Weiterentwicklungen 

z.B. im Bereich der allgemeinen Informationstechnik 

neue Plattformen (Protokollstacks) zur Anwendung 

kommen sollen, so sind in den Teilen 8 und/oder 9 entsprechende 

neue Abbildungen zu erstellen. 

Mapping von Diensten zur Verwendung in der gesamten 

Station (Stations- und Prozessbus) 

•= MMS – TCP/IP – Ethernet 

•= GOOSE-Telegramme 

Mapping von Diensten zur Übertragung von Abtastwerten 

auf Ethernet, unidirectional (Punkt-zu- 

Punkt-Verbindungen) 

Mapping von Diensten zur Übertragung von Abtastwerten 

auf Ethernet, Bus 



Teil 10 

Konformitätstests 

Zum Zeitpunkt der Erarbeitung dieser Empfehlung befindet 

sich Teil 10 noch in der Bearbeitung. Die Inhalte 

von Teil 10 konzentrieren sich auf grundsätzliche Aussagen 

und sind keinesfalls mit der Detaillierungstiefe 

der Festlegungen zur Konformitätsprüfung für IEC 

60870-5-103 [4] zu vergleichen. 

•= Testprozeduren 

•= Qualitätssicherung und Prüfungen 

•= Erforderliche Dokumentation 

•= Gerätebezogene Konformitätstests 

•= Zertifizierung von Testinstitutionen 

•= Anforderungen und Validierung von Testeinrichtungen 



3 Generelle Anforderungen aus Anwendersicht 

3.1 Grundsätzliche Anforderungen bei der Einführung neuer Techno- 

logien 

Die elektrischen Energieversorgungsnetze sind durch den Einsatz leittechnischer Einrichtungen 

in den Umspannanlagen bereits weitgehend ferngesteuert. Der Einsatz neuer Leittechniken 

ist daher im wesentlichen im Retrofit-Bereich bezogen auf die Umspannanlagen anzutreffen, 

wobei die Primärtechnik in der großen Mehrzahl dieser Projekte unverändert bleibt; 

ein Mehr an Funktionen ist hier aus heutiger Sicht kaum erforderlich. Bei Neubauanlagen 

bzw. Erneuerung der Primärtechnik können neue Funktionen (wie Monitoring) sinnvoll genutzt 

werden. 

Neue leittechnische Technologien müssen als Zielfunktion die Senkung der Kosten haben. 

Sie sind im Sinne einer Gesamtkostenbetrachtung (Investition inkl. Dienstleistungen, Betriebs- 

und Instandhaltungskosten) im Vergleich zu bisher eingesetzten Technologien zu 

bewerten. Für Folgeprojekte ist eine deutliche Kostensenkung zu fordern, damit sich der 

Einstiegsaufwand und das Einstiegsrisiko überhaupt lohnen. Bei den Betriebs- und Instandhaltungskosten 

stehen für neue Lösungen Zielfunktionen wie möglichst geringer Inspektions- 

und Wartungsaufwand und weniger Aufwand zur Betreuung im Vordergrund. 

Bei der Einführung neuer Technologien in der Stationsautomatisierung sind grundsätzlich 

verschiedene Kriterien zu berücksichtigen. 

Neue technologische Lösungen sollen Basistechnologien und anwendungsbezogene Standards 

des Marktes einsetzen. 

Neue technologische Lösungen sollen einen Beitrag zur Optimierung der Prozesse beim Anwender 

und Hersteller leisten. Diese Prozessoptimierung gewinnt an Gewicht, da eine Weiterentwicklung 

der Funktionalität nicht mehr im Vordergrund steht. Die Prozess-Optimierung 

erfordert Beiträge der Stationsautomatisierung zur Kostenoptimierung 

•= für jene Prozesse, die die Stationsautomatisierung erfordern (Fernüberwachung, 

Fernsteuerung, ...) und 

•= für die Prozesse, die der Einsatz der Stationsautomatisierung selbst mit sich bringt 

(Engineering, Prüfung, Montage, Erweiterung und Änderung und Austausch im Betrieb, 

Betrieb und Instandhaltung der Einrichtung selbst). 

•= Neue technologische Lösungen sollen die Optimierung der Lebenszykluskosten unterstützen. 

Diese umfassen beim Anwender im wesentlichen folgende Phasen: 



•= Konzept, Anforderungen erarbeiten 

•= Markt beobachten, Technologie auswählen, für den Einsatz typisieren, Daten und 

Dokumente seitens des Anwenders typisiert vorhalten 

•= Projekte planen und bauen, Engineering, Prüfung im Werk, Prüfung auf der Anlage, 

Inbetriebsetzung und Dokumentation für die Aufgaben Neubau von Anlagen, Ersatz 

der Sekundärtechnik in vorhandenen Anlagen, Erweiterung vorhandener Anlagen 

•= Einrichtungen betreiben und Instandhalten. 

Im folgenden wird deutlich, dass neben den Aufgaben, die die sekundärtechnischen Einrichtungen 

für das Netz erfüllen, eine Reihe von Prozessen bestehen, die durch die sekundärtechnischen 

Einrichtungen selbst verursacht werden: 

•= betriebliche Änderungen an den sekundärtechnischen Einrichtungen vornehmen (Betriebsparameter) 

•= betriebliche Erweiterungen vornehmen 

•= Bestandspflege für Parameterdaten und eingesetzte Einrichtungen (inkl. Hard- und 

Software) 

•= Entstörung, Wartung und Diagnose der Einrichtungen selbst 

•= Erfassung von Störungs- und Inspektionsergebnissen 

•= Instandsetzung defekter Einrichtungen 

•= Zyklische Prüfungen an den Einrichtungen selbst 

•= Softwaretausch, Versionspflege, zugehörige Prüfungen und Dokumentation 

•= Bereitstellung von Hilfseinrichtungen (Engineering, Prüfung) 

•= Schulung der Mitarbeiter 

•= Erhalt des Betreuungs-Know-Hows (extern oder intern) sicherstellen 

•= Ersatzteile und Hilfseinrichtungen vorhalten, insbesondere auch für Teilkomponenten 

mit kurzen Innovationszyklen (z.B. Nahsteuer-PC) 

Für die effiziente Bereitstellung der Funktionalität einer technischen Lösung hat die Kommunikation 

zwischen Funktionen und Geräten enorme Bedeutung. Insbesondere jene Prozesse, 

die durch die Nutzung der Stationsautomatisierungseinrichtung selbst erforderlich sind, 

müssen durch die Kommunikation unterstützt werden und dabei Kostenoptimierungen erlauben. 



An in Betrieb befindlichen Einrichtungen und Systemen besteht grundsätzlich der Bedarf Erweiterungen/Änderungen 

vorzunehmen (neues Feld ergänzen, Feldart ändern, …). Weiterhin 

besteht die Notwendigkeit defekte Komponenten am in Betrieb befindlichen System zu ersetzen. 

Beide Anforderungen müssen während der gesamten Lebenszeit eines Systems erfüllt 

werden. Bei früheren Technologien wurde gegenüber dem Systemlieferanten typischerweise 

Funktions- und Anschlusskompatibilität für Erweiterungs- und Ersatzmaterial gefordert. 

Bei beiden Anforderungen (Erweiterbarkeit, Ersetzbarkeit) haben die Netzbetreiber hohe Erwartungen 

an Lösungen nach IEC 61850, da bei bisherigen Systemlösungen bei beiden Vorgangsarten 

eine strenge Bindung an den Systemlieferanten gegeben ist. Bei Lösungen nach 

IEC 61850 ist deshalb für die Netzbetreiber erstrebenswert und ideal, wenn durch geeignete 

Maßnahmen einzelne Geräte an relevanten Schnittstellen das Kriterium Austauschbarkeit 

(interchangeability) gegenüber der gesamten Systemtechnik erfüllen. Die Norm fordert als 

Basis nur das Kriterium interoperability, die eine herstellerspezifische Ausprägung einer Reihe 

von Freiheitsgraden im Rahmen der Norm zulässt. Um das gewünschte Niveau der Kompatibilität 

auch bei Systemen nach IEC 61850 gewährleisten zu können, ist vom Lieferanten 

der Systemtechnik die vollständige Offenlegung der Kommunikation an relevanten Schnittstellen 

zu fordern. 

Das Erreichen der Austauschbarkeit wird dann einfacher, wenn sich die Netzbetreiber mit ihren 

Anforderungen an den durch die Norm bereitgestellten Funktionen orientieren. 

3.2 Heutige Situation bei digitaler Stationsleittechnik, Optimie- 

rungswünsche der Anwender 

Beim Einsatz digitaler Stationsleitsysteme stellt sich für den Anwender derzeit folgende Situation 

dar: 

•= Die digitale Stationsleittechnik bietet eine durchgängige Systemtechnik aus einer 

Hand für die leittechnischen Aufgaben einer Station. 

•= Innerhalb der Systemtechnik werden herstellerspezifische geschlossene Schnittstellen 

eingesetzt, z.B. zwischen Stationsleitebene und Feldleitebene 

•= Innerhalb der Systemtechnik werden Geräte und Funktionen eines Herstellers verwendet. 

•= Die digitale Stationsleittechnik hat offene Schnittstellen (weitgehend sogar austauschbare 

Schnittstellen) an den Grenzen der Systemtechnik: Prozess, „103“, 

„101“. 



•= Dienstleistungen für die Systemtechnik: 

•= Systemintern entsteht kaum Spezifikationsaufwand für den Anwender. Feldübergreifende 

Funktionen sind durch den Anwender zu beschreiben, aber in diesem Sinne 

hier nicht als detaillierte technologische Umsetzung zu spezifizieren. 

•= Für die Systemtechniken digitaler Stationsleittechniken sind weitgehend durchgängige 

Engineering-/ Parametrier- und Dokumentationssysteme der Hersteller verfügbar. 

Die Schnittstellen zu Drittsystemen sind noch verbesserungsbedürftig. Vielfach existieren 

bei einem Hersteller mehrere Tools, die aber Daten miteinander austauschen. 

•= Die Betreibbarkeit der Systemtechniken durch den Anwender ist weitgehend gegeben. 

Betriebliche Änderungen an einer Systemtechnik sind häufig noch recht aufwändig. 

•= Die Kostenstruktur ist weitgehend bekannt. 

•= Über die Kostenstruktur vollständiger Lebenszyklen liegen bisher noch wenig Erfahrungen 

vor. 

Auf Basis der Erfahrungen mit realisierten und betriebenen Stationsleittechniken liegen anwenderseitig 

grundsätzlich folgende Optimierungswünsche für neue technologische Lösungen 

vor: 

•= Aus Gründen der langfristigen Erweiterbarkeit, Ersetzbarkeit (funktions- und anschlusskompatibel) 

sollte die Kommunikation zwischen Feldeinheit und Stationseinheit 

vollständig offen gelegt (Geräte möglichst austauschbar, mindestens jedoch interoperabel) 

sein. 

•= Betriebsmittel und Funktionen sollten objektorientiert bei Betrieb, Engineering, Parametrierung, 

Dokumentation und Service darstellbar und handhabbar sein. 

•= Engineering, Parametrierung, Dokumentation und Service für feldübergreifende 

Funktionen sollten besser unterstützt werden. 

•= Es sind definierte Datenschnittstellen zwischen Tools verschiedener Hersteller erforderlich, 

um gemischte Konfigurationen ohne mehrfache Dateneingabe effizienter realisieren 

zu können. 



3.3 Eigenschaften offener Systeme, Anforderungen an offene 

Schnittstellen aus Anwendersicht 

Die technischen Lösungen der Hersteller von Stationsleittechnik setzen immer mehr auf offene 

Systemplattformen der allgemeinen Informationstechnik. Die Normentwürfe der Reihe 

IEC 61850 [5] sollen die Basis für die offene Kommunikation einer neuen Technikgeneration 

für Stationsleitsysteme bilden. Ziele sind die genormte Kommunikation über Busse für feldübergreifende 

Kommunikation und für die Perspektive zur genormten Anbindung nichtkonventioneller 

Betriebsmittel. 

In der Informationstechnik (IT) sind die wesentlichsten Innovationstreiber die enorme Dynamik 

in der Entwicklung hochintegrierter Schaltkreise und die daraus folgenden immer leistungsfähigeren 

Softwareapplikationen. Unter den IT-Herstellern herrscht ein enormer Verdrängungswettbewerb, 

der vornehmlich durch die immer kürzeren Produktzyklen (einige 

Jahre bis wenige Monate) bestimmt wird. Diese hochinnovativen Hardware- und Software- 

Plattformen bilden die Basis für offene Systeme. Die Nutzung dieser Massentechnologie bietet 

für den IT-Anwender den Vorteil niedriger Erstinstallationskosten. 

Offene Systeme werden seitens der IT-Anbieter vor allem wegen der Flexibilität bevorzugt, 

die neuesten Innovationen für Produkte und Dienstleistungen schnell anbieten zu können. 

Um diese Innovationen in einem einmal installierten System anwenderseitig langfristig nutzen 

zu können, ist ein ständiger Anpassungs- und Austauschprozess am in Betrieb befindlichen 

IT-System notwendig. Neben Fehlerbehebung und Erhaltungsinvestitionen sind stetige 

Software- und Hardwareaktualisierungen erforderlich, so dass Hardware- und Software- 

Wartungsverträge fast unabdingbar werden können. 

Ein Resümee der Kostenbetrachtung zeigt bei kleineren Erstinstallationskosten aber deutlich 

erhöhte laufende Wartungskosten für offene Systeme. Eine detaillierte Darstellung ist in [7] 

gegeben. 

In der Prozessautomatisierung von Energienetzen ging man bisher von einer Lebensdauer 

der Systemkomponenten von 25 Jahren und mehr aus. Sanierungsbedürftige Technik wurde 

durch Neuinstallationen abgelöst, Hardware- und Softwarewartungsverträge wurden nur selten 

abgeschlossen. 

Es kommen zunehmend Produkte auf Basis von Hard- und Software des Massenmarktes der 

Informationstechnik zum Einsatz. Die Anwender haben nun zu bewerten, ob durch die Verwendung 

der IT-Basistechniken und offener Systemstrukturen die Betriebs- und Wartungsphilosophie 

geändert werden muss [8]. Eine offene Systemplattform kann auch wie ein geschlossenes 

System betrieben werden. Jeder Anwender muss für sich klären, ob er den Nutzen 

der laufenden Innovationsfähigkeit offener Systeme überhaupt benötigt und ob ein 



Mehraufwand im Wartungsbereich entsteht. Dabei sind die aufwendigere Versionsverwaltung 

und Ersatzteilhaltung sowie neue Vereinbarungen zur Gewährleistung und Nachlieferung 

zu prüfen. 

Die Hersteller von Stationsleitsystemen sind u.U. schon wenige Jahre nach Erstinstallation 

eines Systems nicht mehr in der Lage, Ersatzteil- und Erweiterungsmaterial zu liefern. Komplette 

Systeminnovationen bei installierter Hardware und Software könnten die Folge sein. 

Bei Netzbetreibern werden offene Schnittstellen derzeit an folgenden Stellen eingesetzt: 

•= Fernwirkschnittstellen zur Datenübertragungstechnik und zur Netzleittechnik, 

•= Schnittstellen zum Schutz, 

•= Schnittstellen zu weiteren sekundärtechnischen Geräten (Spannungs- oder Erdschlusskompensationsregler) 

•= Schnittstellen zu den Betriebsmitteln der Primärtechnik. 

Offene Schnittstellen haben für den Anwender enorme Vorteile: 

•= eindeutige Liefer- und Leistungsgrenzen, 

•= ein Mehr an Unabhängigkeit von potentiellen Auftragnehmern bei der Erstbeschaffung 

von Teilbereichen (Teilsystemen oder -komponenten), 

•= Weniger Aufwand bei der Kopplung von Systemen verschiedener Hersteller und dadurch 

Investitionssicherung bei Ersatzbeschaffung von Teilbereichen. Ein Teilbereich 

kann rückwirkungsfrei für die anderen Teilbereiche bei Beachtung der definierten 

Schnittstellen ausgetauscht werden, 

•= die eingesetzten Techniken sind für die Teilbereiche Hersteller unabhängig, austauschbar 

oder sind zunächst mindestens interoperabel, 

•= langfristige technische Beherrschbarkeit und Betreibbarkeit des Gesamtsystems 

durch den Anwender. 

Innerhalb der Stationsleittechnik kann es für einige Anwendungen und Aufgaben sinnvoll 

sein, zusätzlich Unterstrukturen mit offen gelegten Schnittstellen untereinander zu definieren: 

•= Kombination von Einrichtungen verschiedener Hersteller in einem System, 

•= Erweiterung der Umspannanlage und der Stationsleittechnik um ein Schaltfeld, 



•= Änderung der Art eines Schaltfeldes, 

•= Erweiterung einer spannungsebenenbezogenen Funktion wie der Parallelschalteinrichtung, 

•= Teilerneuerung von Geräten statt Systemerneuerung aus Kostengründen, 

•= Ersatzteilbeschaffung und -vorhaltung. 

Damit die sich daraus ergebenden Komponenten für den Anwender Hersteller unabhängig 

austauschbar (mindestens aber interoperabel) sind, müssen die zugehörigen Schnittstellen 

hinsichtlich 

•= aller Betriebsfunktionen, 

•= aller Parametrierfunktionen, 

•= aller Diagnosefunktionen 

eineindeutig definiert und offen gelegt sein [9]. Diese Festlegung und Ausprägung der 

Schnittstellen muss länger als die Lebensdauer der Komponenten verbindlich sein. Für diese 

Schnittstellenfestlegungen ist Nachhaltigkeit die wichtigste Forderung. Andernfalls ist die 

Festlegung der Schnittstellen für die o. g. Anwendungen für Geräteanpassung und –tausch 

für den Anwender ohne großen Wert. 

Für Austausch und/oder Erweiterung von Komponenten ist nicht nur die Kommunikation 

zwischen Funktionen zu normieren, die Kommunikation zwischen Geräten ist entscheidend. 

Für die Kommunikation zwischen Geräten ist aus betrieblichen Gründen eine Abwärtskompatibilität 

neuer Komponenten unabdingbar. Hier sollte der Anwender entsprechende Liefergarantien 

mit dem Hersteller vereinbaren. 

Aus Anwendersicht ist die Ersetzbarkeit von Geräten, die an den Prozessbus angeschlossen 

werden, z.B. nichtkonventionelle Strom- und Spannungswandler, eine zwingende Notwendigkeit 

– eine Systemfrage für den Einsatz von nichtkonventionellen Betriebsmitteln. 

3.4 Derzeitige Sicht der Anwender auf IEC 61850 

Was sind die Ziele der IEC 61850 (Interpretation aus Anwendersicht)? 

Die IEC 61850 soll 

•= eine offene Kommunikation zwischen Funktionsblöcken (und Geräten) erlauben. Das 

Ziel der Normentwürfe IEC 61850 ist die Interoperability (IEC 61850, Teil 5). 



•= die Kombinationsmöglichkeit verschiedener Hersteller in einem Stationsautomatisierungssystem 

unterstützen; es können Funktionen verschiedener Hersteller in einem 

System kombiniert werden. 

•= die langfristige Erweiterbarkeit eines Stationsautomatisierungssystems erlauben. 

•= die langfristige Ersetzbarkeit von Funktionen (in Geräten) zum Zwecke der einfachen 

Ersatzteilhaltung und zur Investitionssicherung unterstützen. 

Diese Ziele werden erreicht bei 

•= einfachem Engineering für Anwender und Hersteller 

•= einfacher und zuverlässiger Prüfbarkeit 

•= Wirtschaftlichkeit im Sinne Life-Cycle-Cost 

Was muss über die IEC 61850 hinaus für die konkrete Anwendung beschrieben 

werden und was leistet die IEC 61850 als Norm für sich betrachtet nicht? (Auswahl) 

•= Die Norm ist sehr umfangreich und ein weltweiter Kompromiss. Sie enthält sehr viele 

Freiheitsgrade, die bezogen auf die konkrete Anwendung ausgewählt und spezifiziert 

werden müssen 

•= IEC 61850 beschreibt nicht die Informationsumfänge konkreter Feldtypen. Sie beinhaltet 

die Übermenge der Datenpunkte für die Kommunikation der definierten Funktionen 

untereinander. 

•= IEC 61850 beschreibt nicht die Inhalte und die Qualität von Funktionen. 

•= IEC 61850 beschreibt nicht die Verteilung von Funktionen auf einer konkreten Plattform. 

•= IEC 61850 enthält im Teil 6 einen generellen Werkzeugkasten für das Thema Engineering. 

IEC 61850 beinhaltet nicht die konkrete Lösung zum Engineering eines Stationsautomatisierungssystems 

oder sogar die Lösung zur Einbindung von Funktionen 

von anderen Herstellern. Engineering, Parametrierung, Dokumentation und Service 

von Funktionen sind nicht im Normumfang beschrieben. Es werden lediglich Mechanismen 

beschrieben, wie der Datentransfer erfolgen kann. 

•= IEC 61850, Teil 6, enthält bezogen auf die Anwendungsfunktion keine Hinweise, wie 

das Engineering für feldübergreifende Funktionen im Vergleich zur bisherigen Stationsleittechnik 

verbessert werden kann. 



•= IEC 61850 erlaubt als Norm ohne weitere Maßnahmen keine Hersteller unabhängige 

Ersetzbarkeit von Geräten im Sinne Plug & Play. 

•= IEC 61850 beschreibt keine Systemfunktionen und auch nicht die Kommunikationsschnittstelle 

zwischen diesen. 

Wann ist IEC 61850 ein Vorteil? (Auswahl) 

Die Norm für sich allein stellt keinen greifbaren Vorteil für die Anwender dar. Vorteile können 

sich für den Anwender erst ergeben, wenn die Norm in entsprechende Produkte/Systeme 

eingeflossen ist. Dabei sind u.a. folgende Aspekte sicher zu stellen: 

•= Nach Abbildung der IEC 61850 auf Systeme und Produkte ist trotz des erheblichen 

Umfanges der Norm ein ausreichender Wettbewerb gewährleistet. 

•= Die durch die Norm bereitgestellte Interoperabilität muss bei der Umsetzung in Systeme 

und Produkte zur Erweiterbarkeit/Ersetzbarkeit von Geräten führen. 

•= Die Inhalte und Qualitäten der bereitgestellten Funktionen orientieren sich an bisherigen 

Lösungen (siehe vorhandene VDN/VDEW-Empfehlungen zu Schutz- und Leittechnik). 

Für neue Funktionen sind Inhalte und Qualitäten ergänzend zu beschreiben. 

•= Die Anforderungen der Netzbetreiber an Bedienung, Engineering, Parametrierung, 

Dokumentation, Prüfbarkeit, Service werden erfüllt (siehe vorhandene VDN/VDEW- 

Empfehlungen zu Schutz- und Leittechnik) 

•= Die bisher verwendeten äußeren Schnittstellen werden weiterhin angeboten (z.B. 

Fernwirkschnittstelle „101“, Schnittstelle zu digitalen Schutzeinrichtungen „103“, 

konventionelle Prozessschnittstelle bei konventionellen Betriebsmitteln). 

•= Die systeminternen Schnittstellen werden zu für den Anwender offenen Schnittstellen. 

Die Schnittstellen werden langfristig festgelegt und sind bei Weiterentwicklung 

strikt abwärtskompatibel (gilt auch bei Weiterentwicklungen der IT-Basistechnologien). 

•= Die Realisierungszeiten von Projekten lassen sich reduzieren. 

•= Die Investitions- und Betriebskosten lassen sich reduzieren. 

•= Änderungen und Erweiterungen im Betrieb sind im Vergleich zu bisheriger Lösungstechnik 

schneller und kostengünstiger umsetzbar. 

•= Die erforderlichen betrieblichen Maßnahmen sind ohne erhöhte Qualifikationsprofile 

leistbar. 



•= Engineering, Parametrierung, Dokumentation, Service erfolgen auch für Fremdprodukte 

mit einem einheitlichen Werkzeug. (Zum Vergleich: Die Einbindung von 

Fremdprodukten sollte im Ziel erfolgen können, wie z.B. die geführte Anschaltung eines 

neuen Druckers an einen modernen PC). Auf dem Werkzeug können dabei auch 

verschiedene Softwaremodule zum Einsatz kommen, die jedoch über geeignete 

Schnittstellen die Konsistenz der Beschreibung sicherstellen. 

Wie kann der Anwender mit IEC 61850 umgehen ? 

Der Anwender kann sich für drei Vorgehensweisen entscheiden: 

- Der Anwender betrachtet ein Stationsautomatisierungssystem nach IEC 61850 technisch, 

organisatorisch und vertraglich wie ein geschlossenes System – wie bei bisheriger digitaler 

Stationsleittechnik 

- Der Anwender möchte die Normungsfestlegungen ausnutzen und ggf. Funktionen und 

Geräte von verschiedenen Herstellern innerhalb eines Systems beschaffen. 

- Der Anwender betrachtet ein Stationsautomatisierungssystem als „teiloffenes“ System; 

am Prozessbus werden zur Einbindung nichtkonventioneller Betriebsmittel die Normfestlegungen 

angewendet, die Komponenten am Stationsbus werden mit dem Stationsbus 

als geschlossenes System betrachtet. 

Im Falle Beschaffung und Betrieb als geschlossenes System kann der Anwender seine Strategie 

genauso fortsetzen wie bei bisheriger Stationsleittechnik. Die Vor- und Nachteile dieser 

Vorgehensweise sind bekannt. Diese Strategie ist insbesondere dann unproblematisch, solange 

keine nichtkonventionellen Betriebsmittel (Wandler, Transformatoren, ...) angeschaltet 

werden sollen. 

Im Falle offener Nutzung der IEC 61850 sollte der Anwender mindestens folgende Aufgaben 

und Fragen aufsetzend auf den Normfestlegungen neu stellen und bewerten: 

•= Spezifikation der Funktionsverteilung auf die separat zu beschaffenden Einzelgeräte 

•= Spezifikation aller Kommunikationsbeziehungen zwischen allen Geräten mit Auswahl 

und Definition der Freiheitsgrade, um aufsetzend auf IEC 61850- Festlegungen zur 

Austauschbarkeit zu gelangen. Ohne diese Zusatzdefinitionen ist die Verwendung 

von IEC 61850 wie in einem geschlossenen System zu betrachten. Diese Zusatzdefinitionen 

sind ggf. auch durch detailgenaue Offenlegungen und Abgleich der beteiligten 

Hersteller denkbar. 



•= Prüfung, ob alle beteiligten Hersteller nicht nur die Norm sondern auch die vorgenannten 

Detailspezifikationen erfüllen. 

•= Parametrierkonzeption: wie schafft man konsistente Teildatenmodelle aller beteiligten 

Geräte für Erstinstallation und im Betrieb? 

•= Welche Prüfstrategie wird bezogen auf die projektspezifische Zusammensetzung der 

Geräte angewendet? 

•= Konzeption zur Fernwartung: Welche Funktionen sind für eine konsequente Fernwartung 

für alle Geräte bei allen Kommunikationsbeziehungen vorzusehen? 

Zu den vorgenannten Fragen können derzeit keine ausreichenden Antworten gegeben werden, 

da keine konkreten Umsetzungs- und Einsatzerfahrungen vorliegen. 



4 Funktionen und Funktionsblockung, Redundanzen 

Ziel dieses Kapitels ist es, Vorschläge für die Umsetzung der verschiedenen Funktionen der 

Schutz und Leittechnik durch die in Teil 7 von IEC61850 festgelegten logischen Knoten (Logical 

Nodes, LN) zu machen. Darüber hinaus soll die übliche Anwendung dieser Funktionen 

anhand beispielhafter Anlagen- und Feldtypen gezeigt werden. 

4.1 Funktionen und Funktionsblockung 

Der Funktionsumfang, der in den heutigen Schutz- und Leittechnikeinrichtungen realisiert 

ist, orientiert sich an den Anforderungen, die in bisherigen VDN-Empfehlungen beschrieben 

sind. 

IEC 61850 hat den Funktionsumfang der Schutz- und Leittechnik in logische Knoten strukturiert. 

In den Tabellen 9.1 bis 9.7 (siehe Anhang) wurde eine mögliche Zuordnung der logischen 

Knoten aus IEC 61850 zu den bisherigen Funktionen aus Sicht der VDN-Projektgruppe 

vorgenommen. 

Die Normenreihe IEC 61850 beschreibt die Kommunikation zwischen Funktionen in logischen 

Knoten. Die Beschreibung der internen Realisierung der Funktionen ist nicht Gegenstand 

der Norm 

Der Funktionsumfang einer klassischen Schutzeinrichtung (UMZ-Schutz) wird zum Beispiel 

durch die Verknüpfung der entsprechenden LNs (PIOC, PTOC, …), der Funktionsumfang einer 

leittechnischen Einrichtung (z.B. eines Reglers) durch die Verknüpfung der LNs (ATCC, 

YPTR, ...) gebildet. 

Aus den Tabellen ist ersichtlich, dass für die Gestaltung von Gesamtfunktionen (z.B. Schutzaufgabe, 

Reglerfunktion) das komplexe Zusammenwirken von bestimmten LNs notwendig 

ist. Aus diesem Grund erscheint es sinnvoll, derartige funktional zusammengehörige LNs zu 

Funktionsblöcken (Logical Devices) zusammenzufassen und diese in einer Geräteeinheit 

(IED) abzubilden. Da innerhalb dieser LN-Blöcke ein sehr kommunikationsintensiver Informationsaustausch 

stattfindet, trägt dies gleichzeitig zur Entlastung des Bussystems bei, da 

dieser Austausch dann geräteintern stattfindet. 

In der Auflistung in Abschnitt 9.1.3 (siehe Anhang) ist der Funktionsumfang für die Schutzfunktionen 

Überstromzeitschutz, Distanzschutz und Differentialschutz beschrieben. Hierbei 

wurde untergliedert in Hauptfunktionen, sonstige integrierte Funktionen und sonstige separate 

Funktionen. 



4.2 Redundanzen 

Die Normenreihe IEC 61850 beschreibt die Kommunikation zwischen logischen Knoten, ohne 

direkten Bezug zur physikalischen Ausführung mit realen Geräten. Bei der Umsetzung auf 

die Geräteebene müssen die Belange berücksichtigt werden, die sich aus den betrieblichen 

Anforderungen an Redundanz zwischen Funktionen innerhalb des Systems ergeben. Die Anforderungen 

sind dabei von der Betriebsphilosophie und der jeweiligen Anlagenrelevanz im 

Netz abhängig. 

Die sich aus diesen Anforderungen ergebende Zuordnung von Funktionen auf Geräte ist zwischen 

Anwender und Hersteller abzustimmen. 

Das Thema der Redundanzanforderungen lässt sich folgendermaßen strukturieren: 

Zunächst ist zu definieren, welche Kriterien in die Redundanzbetrachtung einbezogen werden 

sollen. Hierbei ist zu beachten, dass sich Redundanzbetrachtungen immer auf die Verknüpfung 

zwischen zwei Funktionen oder Funktionsgruppen beziehen. 

Es ergeben sich folgende Beziehungen: 

a) Redundanz gleichwertiger Funktionen zueinander 

•= Funktionen ständig gleichzeitig aktiv (z.B. Schutzsystem 1 und Schutzsystem 2 

im 380kV-Leitungsfeld) 

•= Aktivierung der Funktion 2 bei Ausfall von Funktion 1 (z.B. Messwerterfassung 

über verschiedene Prinzipien für wichtige Messwerte) 

b) Redundanz zwischen Hauptfunktion und reduzierter Ersatzfunktion 

•= Funktionen ständig gleichzeitig aktiv (z.B. Transformatorregelung über automatischen 

Spannungsregler und über Handsteuerung von Fern) 

•= Aktivierung der Funktion 2 bei Nichtverfügbarkeit von Funktion 1 (z.B. Distanzschutz 

als Funktion1 und Not-UMZ-Funktion als Funktion 2) 

Die Redundanzanforderungen innerhalb dieser Arten lassen sich nun in verschiedenen Abstufungen 

ausdrücken. Hier sind Anforderungen von logischer Redundanz (Softwareredundanz) 

bis zu physikalischer Redundanz (Hardwareredundanz) möglich. 

Bei logischer Redundanz sind z.B. zwei Funktionen, wie ein Distanzschutz mit Not-UMZ- 

Funktion innerhalb eines physikalischen Gerätes angeordnet. 

Physikalische Redundanz lässt sich von ausschließlicher Gerätedopplung über redundante 

Ausführung von Hilfseinrichtungen (z.B. Stromversorgung, Messkreise, Auslösesysteme, 

Kommunikationsverbindungen) bis zur Einbeziehung örtlicher Gegebenheiten (z.B. Schrank, 

Raum, Gebäude) gestalten. 



Welche Redundanzausprägung für die Beziehung zwischen zwei Funktionen gefordert wird, 

ist vom Systemkonzept und der Betriebsphilosophie abhängig. 

Auf Grund der sich heute erst andeutenden Möglichkeiten im Bereich der freizügigen Funktionszuordnung 

innerhalb von Geräten und der unterschiedlichen Anforderungen kann diese 

Empfehlung hierfür nur grundlegende Bedingungen nennen. Trotzdem soll sie sowohl für 

Hersteller als auch für Anwender eine Hilfestellung zur Einführung der IEC 61850 darstellen, 

da sie für beide Seiten übergreifend einheitliche Leitlinien anbietet. 

Nach Einschätzung der VDN-Projektgruppe wird es in absehbarer Zeit keine Dezentralisierung 

von Funktionen z.B. aus den Feldgeräten in die Merging-Units der Wandler oder Anschalteinheiten 

weiterer Betriebsmittel geben. Kommunikationsintensive und mit gleichen 

Daten arbeitende Funktionen sollten in einem Gerät untergebracht werden. Wenn Funktionen 

z.B. in Merging-Units dezentralisiert würden, so müsste die Kommunikation dieser verteilten 

Funktionen untereinander auch zwischen Geräten verschiedener Hersteller funktionieren. 

Es wird eher von einer weiteren Integration von Funktionen in einem Gerät ausgegangen 

statt von einer Dezentralisierung. 

Im folgenden Bild 4.1 sind Varianten mit unterschiedlichen Zuordnungen von Funktionen zu 

Geräten in einem Schaltfeld aufgeführt. (Diese Umsetzung entspricht den in den Tabellen 

9.1 bis 9.7 enthaltenen Anforderungen) In diesem Schaltfeld mit hoher Redundanzanforderung 

(z.B. 380kV-Leitungsfeld) ist ein Haupt- und ein Reserveschutzsystem erforderlich. 

Deshalb müssen die Feldkomponenten so konfiguriert werden, dass zwei Schutzsysteme 1 

und 2 in physikalischer Redundanz aufgebaut werden. Die Steuerfunktionen stehen in diesem 

Beispiel in keiner Redundanzbeziehung zu den Schutzfunktionen. 



Variante 1 

Gerät 1 

Funktionen 

Schutzsystem 1 

Gerät 2 

Funktionen 


Gerät 3 

Funktionen 

Feldsteuerung 

Gerät 1 

Gerät 2 

Variante 2 

Funktionen 


Funktionen 


Funktionen 

Feldsteuerung 

Bild 4.1 Variantenbetrachtung zu Redundanzanforderung 

Gerät 1 

Variante 3 

Funktionen 


Funktionen 


Funktionen 

Feldsteuerung 

zulässig zulässig nicht zulässig 

In diesem Beispiel sind gemäß der Anforderungen in den Tabellen 9.1 bis 9.7 nur die Varianten 

1 und 2 zulässig, 

Im Gegensatz dazu kann das Schutzsystem 2 in Feldern mit vergleichsweise geringeren Anforderungen 

(z.B. im Verteilnetz) entfallen, wenn der Reserveschutz durch eine im Netz vorgeordnete 

Einrichtung als ausreichend erachtet wird. In diesem Fall könnte auch die gemeinsame 

Anordnung von Schutzsystem 1 und Feldsteuerung in einem Gerät zulässig sein. 



5 Kommunikationsinfrastruktur 

Zur Kommunikationsinfrastruktur gehören Buskomponenten, Router, Switches, Hubs, etc. 

5.1 Messgrößen und Anschaltung von Betriebsmitteln 

Damit die Überwachung der Stationen gemäß der heutigen betrieblichen Anforderungen gewährleistet 

ist, müssen die Messgrößen spezifischen Anforderungen genügen. Angaben zu 

Umfang und Qualitätsanforderungen sind im Anhang 9.2.1 und 9.2.2 gegeben. 

Die von einem Sensor oder Primärfühler erfassten Messgrößen werden in einer Sammeleinheit 

(Merging Unit, MU) digitalisiert und über eine Schnittstelle für Schutz- und Leittechnikeinrichtungen 

zur Verfügung gestellt. Merging-Units sind Strom- und Spannungswandlern 

zugeordnet. Eine redundante Hilfsenergieversorgung muss möglich sein. MUs stellen abgetastete 

Momentanwerte zur weiteren Verarbeitung zur Verfügung. 

Über die Betriebszeit einer Anlage ist es unbedingt erforderlich, dass sowohl Strom- und 

Spannungswandler als auch Schutz- und Leittechnikgeräte unabhängig voneinander erweitert 

oder ersetzt werden können. Dafür ist die Austauschbarkeit dieser Gerätekomponenten 

bezogen auf die sie verbindende Kommunikationsschnittstelle zwingend erforderlich. 

Für die MU der Wandler wird mindestens die gleiche Zuverlässigkeit wie von digitalen 

Schutzrelais gefordert, da sie ein Teil des Schutzsystems sind. In Systemen, in denen kein 

abzweiggebundener Reserveschutz eingesetzt wird, ist die Verfügbarkeit durch eventuelle 

Redundanzen in der MU und in der Hilfsenergieversorgung entsprechend sicher zu gestalten. 

Die MU muss über umfassende Selbstüberwachungen verfügen. 

Hinweise zur Anschaltung von Trennschaltern, Leistungsschaltern und Wandlern: 

•= Ausführung der Anschaltung von Trennschaltern und Leistungsschaltern an den Prozessbus 

nach IEC 61850. 

•= Bei den Trennschaltern ist eine Zusammenführung aller Trennschalter innerhalb eines 

Feldes auf eine Anschalteinheit zulässig. 

•= Aus Kostengründen könnten die Trennschalter und Leistungsschalter auch weiterhin 

parallel an den Feldgeräten angeschaltet werden. 

•= Bei den Leistungsschaltern gelten die entsprechenden Redundanzanforderungen wie 

bei den Wandlern. Es sind bei den Leistungsschaltern ebenfalls 2 Anschalteinheiten 

erforderlich, wenn 2 MU für die Wandler gefordert werden. 



•= Im Bereich der unkonventionellen Wandler existieren die Normen IEC 60044-8 

(elektronische Stromwandler) und IEC 60044-7 (elektronische Spannungswandler). 

Hierin ist auch die Prüfung der Wandler spezifiziert. Bei Lösungen nach IEC 61850 ist 

sicherzustellen, dass die Anforderungen der oben genannten Wandlernormen sinngemäß 

Berücksichtigung finden. 

5.2 Generelle Anforderungen an die Kommunikationsinfrastruktur 

Die Norm IEC 61850 impliziert, dass der Informationsaustausch innerhalb einer Station zwischen 

den primär- und sekundärtechnischen Komponenten nicht mehr parallel, sondern 

über serielle Kommunikationsschnittstellen mit einem einheitlichen Protokoll erfolgt. 

Es ist möglich, analog zur heutigen Stationsleittechnik, zwei Bussysteme einzusetzen: 

•= den Prozessbus für die feldbezogene Erfassung der Prozessdaten am Entstehungsort 

•= den Stationsbus für feldübergreifende Funktionen innerhalb einer Station 

Nichtkonventionelle primärtechnische Betriebsmittel müssen über eine „Busschnittstelle“ an 

den Bus angeschlossen werden können. Als Bus kommen theoretisch verschiedene Technologien 

in Frage. Es hat sich der Ethernetbus in Industrieausführung herauskristallisiert. Alle 

Komponenten der Kommunikationsinfrastruktur müssen für den Einsatz in der jeweiligen 

Einbau-Umgebung geeignet sein, z.B. betreffend Temperaturbereich, EMV (siehe auch IEC 

61850–3). Darüber hinaus sind auch diese Komponenten in die Selbstdiagnose einzubinden. 

5.2.1 Busstrukturen 

Die bisher in Stationsleittechnik-Systemen verwendeten Kommunikationsstrukturen bleiben 

vom Grundsatz her bestehen. Herstellerspezifische Kommunikationsprotokolle werden durch 

Protokolle auf Basis IEC 61850, die bisherigen Sternkoppler durch Ethernet-Switches ersetzt. 

Für den physikalischen Aufbau des Ethernetbusses bietet sich zum einen die Sternstruktur 

(Bild 5.1), zum anderen die Ringstruktur (Bild 5.2). 



Zentraler Switch 

Bild 5.1 Zentraler Switch sowie sternförmiger Ethernetbus 

Die Variante nach Bild 5.1 ist ein möglicher Aufbau für einfache Verteilnetzanlagen. 

Ethernet 100Mbit/s 

Ethernet 100Mbit/s 

Switch Switch Switch 

Bild 5.2 Verwendung einer Ethernetstruktur in Ringstruktur mit mehreren Switches 

Diese aufwändigere Variante kann in Mittel- und Hochspannungsschaltanlagen mit höheren 

Redundanzanforderungen eingesetzt werden. Wenn künftig auch die Schaltgeräte und die 

Wandler über Schnittstellen nach IEC 61850 verfügen und angeschlossen werden können, 

erfolgt der Kommunikationsverkehr aus dem Feld heraus über den Prozessbus, der in seinem 

physikalischen Aufbau dem Stationsbus ähnelt. Über leistungsfähige Switches werden 

dann Stations- und Prozessbus miteinander verbunden. Die Kommunikation der einzelnen 

Buspartner wird anhand der einzelnen Dienste und Datenmodelle gesteuert. 



Der Einsatz der Switchtechnik vermeidet Kollisionen auf dem Ethernet-LAN, in dem sie zyklisch 

kurzzeitige Punkt-zu-Punkt-Verbindungen zwischen den einzelnen Busteilnehmern 

durchschaltet. 

Es wäre auf Grund dieser Technik auch denkbar, Stations- und Prozessbus zu einem physikalischen 

Bus zu verschmelzen. Die Kommunikation über diesen einen Bus wird dann anhand 

der jeweiligen Dienste und Datenmodelle definiert. 

Der Synchronisation aller an den Bus bzw. an die einzelnen Bussegmente angeschalteten 

Komponenten hat einen hohen Stellenwert, da die Anforderungen für zeitkritische Stationsfunktionen 

wie Sammelschienenschutz, Parallelschaltfunktionen oder Transformator-Differentialschutz 

erfüllt werden müssen. 

Die zum Einsatz kommende Technik muss bei der projektbezogenen Erstinstallation auf den 

zu erwartenden Kommunikationsverkehr in der Station inkl. aller möglichen Erweiterungen 

ausgelegt werden. Erfolgt dies nicht, wird bei künftigen Erweiterungen der Station unter 

Umständen die Bandbreite der ausgewählten Switches nicht ausreichen. 

5.2.2 Bustechnologie 

Damit in einem „verteilten“, über einen Bus gekoppelten Stationsautomatisierungssystem 

(SAS) ein stimmiger Datenaustausch und eine korrekte Verarbeitung stattfinden kann, muss 

eine exakte Synchronisation aller im System arbeitenden Komponenten gewährleistet sein. 

Dies geschieht über eine Uhrzeit- und Taktsynchronisation über den Bus. Das bedeutet, dass 

alle Komponenten über exakt die gleiche Uhrzeit verfügen müssen. Darüber hinaus ist für 

zentrale Verarbeitungsvorgänge, wie z. B. den SS-Schutz oder die Parallelschaltfunktion zu 

gewährleisten, dass miteinander korrespondierende Messwerte zur Verfügung stehen. 

Beim Ethernetbus sind abhängig vom gewählten Übertragungsmedium und -geschwindigkeit 

die Buslängen begrenzt. Freiluft-Schaltanlagen mit Flächenausdehnungen von 1–2 km lassen 

sich durch entsprechende Strukturierung (Switchtechnologie) mit einem Ethernetbus 

ausrüsten. 

Dabei ist zu beachten, dass mit Zunahme der Flächenausdehnung einer Schaltanlage auch 

der technische Aufwand im Kommunikationsbereich zunimmt. Bei zusätzlichen Redundanzanforderungen 

für den Ethernetbus verdoppelt sich auch der Aufwand für die Kommunikationsseite. 

Der Einsatz von Switchtechnologie löst bekannte Probleme herkömmlicher Ethernetstrukturen, 

wie z.B. Kollisionsmanagement. 

Ebenso werden kurzgeschlossene Anschlüsse aktiver Busteilnehmer vom Switch aus dem 

Netz herausgetrennt. Durch Aufbau eines Ethernetbusses in offener Ringstruktur wird die 



Zuverlässigkeit auch bei Ausfall eines Switches erhöht. Fällt ein Switch aus, so ist nur der 

Teil des Busses betroffen, der unmittelbar auf dessen Eingangsseite - z. B. alle Komponenten 

eines Schaltfelds - angeschlossen ist. Die restlichen Ethernetsegmente in der Station 

laufen weiter. 

Bei Aufbau des Ethernet-Busses in Sternstruktur führt der Ausfall des zentralen Switches 

dagegen zu einem Gesamtausfall des Systems. Bei erhöhten Sicherheitsanforderungen können 

die Ethernetsegmente incl. der Switches gedoppelt werden. 

Auf Grund der hohen Schaltfrequenz der Switches treten dabei kaum messbare Verzögerungen 

für die Durchreichung von Informationen auf. Diese „Durchschaltezeiten“ machen sich 

erst bei mehrfacher Kaskadierung von Switches bemerkbar, d. h. hinsichtlich der geforderten 

Echtzeitbearbeitung der Informationen in einer Station existiert deshalb auch eine obere 

Grenze für die Switch-Kaskadierung. 

5.2.3 Zeitverhalten 

In der IEC 61850 sind diverse Angaben zum Zeitverhalten der Kommunikationsbeziehungen 

zwischen Funktionen benannt. 

Aus Anwendersicht hat der Systemintegrator eines Stationsautomatisierungssystems die 

Gewähr dafür zu übernehmen, dass das Verhalten des gesamten Systems in der Außenwirkung 

die bekannten Anwenderforderungen erfüllt. Anwenderforderungen für die Befehlsausführung, 

für die Melde- und Messwertverarbeitung sowie für die Durchführung von Schutzfunktionen 

sind in den entsprechenden VDEW-/VDN-Empfehlungen angegeben. 

5.2.4 Anforderungen aus Sicht der Funktionalitäten 

Die in diesem Abschnitt genannten Anforderungen beziehen sich auf den Einsatz von neuen 

Technologien. Es wird davon ausgegangen, dass konventionelle Lösungen mit Parallelanbindung 

an den Prozess weiterhin möglich sind. 



Feldorientierte Funktionen 

Schaltgeräte: 

Die Schaltgeräte müssen hinsichtlich des Steuer- und Meldeumfangs entweder über eine 

Anschalteinheit an den Prozessbus oder wie bisher in herkömmlicher Parallelverdrahtung an 

das Feldsteuergerät oder das Schutzrelais angeschlossen werden. Vor allem bei Trenn- und 

Erdungstrennschaltern stellt sich aus wirtschaftlichen Gründen die Frage, ob diese Betriebsmittel 

statt über eigene Anschalteinheiten nicht günstiger in Parallelverdrahtung an das 

Feldsteuergerät angeschlossen werden. Alternativ besteht die Möglichkeit, alle Schaltgeräte 

in einem Feld über eine Anschalteinheit an den Prozessbus anzuschließen. 

Wandler: 

Mit Einführung des Prozessbusses müssen die Messwandler über eine normkonforme 

Schnittstelle über eine MU an die Bustechnik anschließbar sein. Der Anschluss der Wandler 

an die Zählung ist aus eichgesetztechnischen Gründen separat zu prüfen. Bei Einsatz heutiger 

Lösungsfunktionen für die Erdschlusswischererfassung muss die Abtastrate für die Digitalisierung 

der Messgrößen bei mindestens 24 kHz liegen. Eine Differenzierung der Messgrößen 

nach Messung und E-Wischer-Erfassung ist aus Kostengründen zu prüfen. 

Bei hohen Verfügbarkeitsanforderungen sind Prozessbus und MUs redundant auszuführen. 

Die digitalen Messgrößen der Wandler Merging Unit müssen über zeitkorrelierte Abtastungen 

verfügen. Die Verteilung der digitalisierten Wandlergrößen an mehrere Schutzrelais – im 

Feld oder in der Station - muss ohne Auswirkungen auf die jeweilige Funktion erfolgen. 

Feldübergreifende Funktionen 

Sammelschienenschutz: 

Um die zeitkritische Funktion eines Sammelschienenschutzes (SSS) zu realisieren, müssen 

die den einzelnen Schaltfeldern zugewiesenen Feldgeräte des SSS in Zeit- und Phasenlage 

synchronisierte Messwerte erhalten. Diese Synchronisation lässt mögliche Toleranzen nur in 

sehr engen Grenzen zu. Die einzelnen dezentralen SSS-Feldgeräte müssen mit hoher Priorität 

über den Bus mit dem SSS-Zentralgerät kommunizieren, um ein schnelles Abschalten im 

Fehlerfall zu gewährleisten. 

Parallelschaltfunktion: 

Bei der Parallelschaltfunktion bestehen sowohl für die feldbezogenen, als auch für die feldübergreifenden 

Komponenten sehr hohe Anforderungen an die Synchronität der Zeit- und 

Phasenlage sowie den Betrag der Messgrößen. Die Kommunikation zwischen den zu schal- 



tenden Feldern muss, ähnlich wie beim Sammelschienenschutz, mit hoher Priorität erfolgen, 

um ein asynchrones Schalten zu verhindern. 

Spannungsregelung für Transformatoren: 

Für die richtige Funktion des Reglers ist entscheidend, dass er zeit- und phasensynchrone 

Messwerte von der Ober- und Unterspannungsseite des Transformators erhält. 

Im Anhang 9.2.3 sind Realisierungsbeispiele für Busstrukturen gegeben. 

Umweltbedingungen für Buskomponenten orientieren sich an den Anforderungen für 

Schutzeinrichtungen [10]. 



6 Engineering 

Der Begriff Engineering wird für Stationsautomatisierungssysteme (SAS) angewendet und 

beinhaltet die technische Planung, die Errichtung und die Änderung dieser Systeme. Die wesentlichen 

Elemente des Engineering sind in den Segmenten Projektierung, Parametrierung, 

Test, Diagnose, Inbetriebsetzung und Dokumentation enthalten. 

In der DIN EN 61850-4 „System- und Projektverwaltung“ sind hierzu Festlegungen nur für 

die Kommunikation zwischen den IED und den zugehörigen Systemen genannt. Nachfolgende 

Anforderungen beziehen sich nicht nur auf das Engineering der Kommunikation, sondern 

auf das gesamte Engineering von Stationsautomatisierungssystemen. 

Dieser Normungsteil enthält auch das folgende Strukturbild eines Stationsautomatisierungssystems. 

Unterebene 

Telekommunikation 

IED 1 

IED 2 

Netzleitstelle(n), 

Telekommunikation 

IED v 

Schutzsignalübertragung 

IED i 

Kommunikation 

IED x 

IED n 

IED j 

IED m 

Mensch 

IED k 

Primäreinrichtungen und 

Hilfseinrichtungen 

Bild 6.1 Strukturbild eines Stationsautomatisierungssystems 

SAS 

SAS-Umgebung 

Das Engineering stellt die dargestellten Kommunikationsverbindungen und das Zusammenwirken 

der verschiedenen intelligenten elektronischen Geräte (IED) miteinander und mit der 

Umgebung sicher. 



6.1 Projektierung 

In der Phase der Projektierung besteht insbesondere die Notwendigkeit die Aufgabenstellung 

zu den Funktionen, den Prozessinformationen und den Systemschnittstellen zwischen dem 

Anwender und dem Systemintegrator (Hersteller) abzustimmen und auszutauschen. Den 

Ablauf der Projektierung unter Berücksichtigung der Betriebsphilosophie des Betreibers zeigt 

Bild 6.2: 

Projektierung 

Checkliste für 

- Prozesssignale 

- Funktionalität 

Hardwarekonfiguration 

Bild 6.2 Projektierungsablauf 

Durch geeignete Engineeringtools muss die Möglichkeit bestehen, dateiorientierte Anlagenvorgaben 

einschließlich der Schnittstellen zu einzelnen Geräten aufbereitet vorzugeben. 

Hierbei können vorteilhaft detaillierte Vorgaben erstellt und übergeben werden, die auf CAD 

Systemen (z.B. RUPLAN) basieren. 

Die Flexibilität der Projektierung ist durch eine möglichst freie Zuordnung von Funktionen zu 

einzelnen Geräten (IED) herstellerneutral sicherzustellen. 

6.2 Parametrierung 

Parameterfestlegung 

Quellendatensatz 

Prozessdatenliste 

Stationsautomatisierungssystem 

Dokumentation 

Hardwaredokumentation 

Parameterdokumentation 

Mit der Parametrierung wird ein konsistentes Datenmodell für den gesamten Informationsund 

Funktionsumfang im SAS erzeugt verwaltet und dokumentiert. Die Parameter lassen 

sich in die Kategorien Systemparameter, Funktionsparameter und Prozessparameter einteilen. 

Neben den bisher bekannten Anforderungen sind folgende gewünschte Bedingungen mit 

dem Hersteller abzustimmen: 



•= Intelligente Systemarchitektur mit automatischer Anmeldung und Konfiguration von 

Systemkomponenten. 

•= Die Parametriertools beinhalten eine benutzergeführte Bedienung die selbsterklärend 

und graphisch ist. 

•= Das Handling des gemischten Einsatzes von IED ist durch herstellerneutrale Parametrierwerkzeuge 

zu ermöglichen. 

•= Die Möglichkeit zur Online-Parametrierung ist vorzusehen. 

•= Übergreifende Systemparameter werden auf Basis der einheitlichen Kommunikationsnorm 

ausgetauscht und die Datenkonsistenz sichergestellt. 

6.3 Inbetriebsetzung, Test und Diagnose 

Der Nachweis der Funktionsfähigkeit des SAS wird durch Test und Diagnose erbracht und ist 

Voraussetzung für die Inbetriebsetzung. Die effektive Abwicklung dieser drei Projektschritte 

erfordert die Integration dieser Aufgaben in Engineeringtools. Hierzu bestehen folgende Anwenderforderungen: 

•= Komfortable Simulierung von Parametern und Daten einschließlich automatisierter 

Prüfprozeduren 

•= Durchgängige Prüfbarkeit des Gesamtsystems bis zu den Systemgrenzen. Detaillierte 

Prüfanforderungen sind in [2, 10] gegeben. 

6.4 Dokumentation 

In der IEC 61850-4 wird die Forderung nach einem Dokumentationstool gestellt, mit der 

Zielstellung, eine einheitliche Dokumentation der Hardware und der Software zu erreichen. 

Seitens der Anwender ergibt sich eine Übergangsphase von einer Signal orientierten Darstellung 

der Rangier- und Parametrierlisten auf eine Dokumentation in Objektorientierung. 

Hierzu besteht die Notwendigkeit der Unterstützung in Form einer Konvertierung der Daten. 

Eine Reduzierung des Aufwandes wird aus Anwendersicht in der Umsetzung folgender Anforderungen 

gesehen: 

•= Durch den Systemintegrator ist eine durchgängige Dokumentation des Gesamtsystems 

sicherzustellen 

•= Verknüpfung der Hardwaredokumentation mit der Parameterdokumentation 



6.5 Zusammenfassung / Ausblick 

Der Einsatz der neuen Kommunikationsnorm IEC 61850 schafft lediglich die Voraussetzung 

für einen effektiven und einheitlichen Informationsaustausch im Stationsautomatisierungssystem. 

Das Engineering und insbesondere das gewünschte herstellerneutrale Systemengineering 

erfordern eine Erweiterung der Projektierungs- und Parametrierwerkzeuge. 

Die Komplexität und die Produktvielfalt lassen hierbei zwei grundsätzliche Wege zu. Der 

Systemintegrator implementiert in seinem Engineeringtool die Geräteanbindung anderer 

Hersteller oder es werden Schnittstellen zwischen unterschiedlichen Engineeringtools definiert 

und angewendet. Für beide Wege wird im Teil 6 der IEC 61850 ein Standard- 

Dateiformat (SCL) definiert mit dem es möglich ist Konfigurationsdateien zwischen verschiedenen 

Parametriertools auszutauschen. Setzt man voraus, dass auch zukünftig für einzelne 

Geräte herstellerspezifische Parametrierwerkzeuge benötigt werden, dann ergibt sich 

Abstimmungsbedarf zu dem Parameterumfang der in der Konfigurationsdatei enthalten sein 

muss. 

Projekt 

Spezifikation 

Stationsleittechnikkonzept 

Anwender-Projektierungs- 

Werkzeug 

IEC 61850 

Regeln Regeln 

System 

Konfigurator 

Geräte 

Konfigurator 

Geräte- 

Datenbasis 

Bild 6.3 Schnittstellen zwischen Hersteller- und Anwenderspezifikationen 

Anwenderspezifikation 

Systemspezifikation 

des SAS-Lieferanten 

Ein herstellerunabhängiges Engineering (Bild 6.3) bedeutet für den Anwender die Spezifikation 

seines SAS konkret vorzugeben. Eine automatisierte Datenübernahme durch den Lieferanten 

führt dann zur angestrebten Aufwandsreduktion. 



7 Kostenbetrachtung zur Stationsleittechnik mit IEC 

61850 

7.1 Wirtschaftliches Umfeld 

Die Investitionen im Geschäftsfeld Netz und damit auch die Lösungen in der Stationsautomatisierung 

werden immer stärker durch den wachsenden Kostendruck der Netzbetreiber 

geprägt. Die Investitionskosten für Neu- und Ersatzbau oder für Substanzerhaltungsmaßnahmen 

unterteilen sich dabei in die direkten Anschaffungskosten und in die Betriebskosten 

über die Lebensdauer des Wirtschaftsgutes. 

Zu den Anschaffungskosten für die Stationsautomatisierung tragen, neben den Gerätepreisen, 

im zunehmenden Maße die personalintensiven Tätigkeiten bei. Dazu gehören das Engineering, 

die Dokumentation, die Parametrierung, die Verdrahtung und Montage, sowie die 

Inbetriebnahme der Anlage. 

Der zweite wesentliche Anteil, die Betriebskosten, muss über die gesamte Lebensdauer der 

Stationsleittechnik bewertet werden. 

Trotz des bestehenden Kostendruckes bei den zu tätigenden Investitionen bleiben die hohen 

Anforderungen an Verfügbarkeit und sicheren Betrieb seitens der Netzbetreiber bestehen. 

Des Weiteren besteht die Forderung nach moderner Technologie in langlebigen Produkten 

und Systemen. 

Aus diesem wirtschaftlichen Umfeld heraus, ergeben sich in Hinblick auf den Einsatz einer 

Stationsleittechnik auf Basis der IEC 61850 zwangsläufig Fragen: 

•= Welche Kostenvorteile bietet der Einsatz der IEC 61850? 

•= Welche Einsparpotentiale eröffnet der Einsatz der IEC 61850? 

•= Liegen die Kostenvorteile / Einsparpotentiale in der Sekundärtechnik? 

•= Liegen die Kostenvorteile / Einsparpotentiale in der Kombination von Primärtechnik 

und Sekundärtechnik? 



7.2 Entwicklung der Stationsleittechnik 

Das Schaubild zeigt die Entwicklung der klassischen Fernwirktechnik über die Stationsleittechnik 

hin zur Leittechnik mit IEC 61850. 

Gestern 

Mosaiktafel 

Störschreiber 

Schutz 

Parallelverdrahtung 

Fernwirkgerät 


Feld 

Zur NLS 

Heute Morgen Zukunft 

Stationsleitgerät 

andere Felder 

Serielle Verbindung 


Feld 

Zur NLS 

Bild 7.1 Zeitliche Entwicklung stationsbezogener Leittechnik 

Zur NLS 

B&B B&B B&B 

Gateway Stationsbus 

Stationsbus 

Felder 

Felder 

Proßessbus 

Ausgehend vom Schaltanlagenbestand und seiner deutlich höheren Lebensdauer gegenüber 

der Sekundärtechnik, wird gerade in der Einführungsphase der IEC 61850 der Austausch der 

in der Substanz verbrauchten Schutz- und Leittechnik vorherrschend sein. In diesem Fall 

wird auf der bestehenden sekundärtechnischen Verkabelung zwischen Stationsgebäude bzw. 

Relaishaus und Schaltanlage aufgebaut und eine Stationsleittechnik ohne Prozessanbindung 

zur Anwendung kommen. Im Gegensatz dazu wird die Stationsleittechnik mit Prozessanbindung 

für Neu- und Ersatzbau von Umspannwerken eingesetzt werden. 

Aus diesen Gründen erscheint es sinnvoll bei der Kostenbetrachtung in eine Erneuerung der 

Stationsleittechnik mit und ohne Prozessbusanbindung zu unterschieden. 

7.3 Kostenvorteile/Einsparpotentiale bei Einsatz der IEC 61850 

Für die Leittechnik gem. IEC 61850 liegen heute noch keine listenbasierten Preise vor. 

Aus diesem Grund orientiert sich der Kostenvergleich an der tendenziellen Entwicklung von 

Kostenblöcken relativ zwischen den derzeitigen Lösungen und der Lösung nach IEC 61850. 



Die nachstehende Tabelle zeigt eine Abschätzung von prozentualen Kostenanteilen einzelner 

Gewerke und Leistungen am Beispiel einer 110kV-Freiluftschaltanlage mit 10 Schaltfeldern. 

Tabelle 7.1 Tendenz der Kostenentwicklung 

Gewerk / 

Leistung 

Schaltanlage 

Schutztechnik 

Leittechnik 

Dokumentation 

Parametrierung 

Steuerkabel 

incl. Montage 

Montage 

(Schaltanlage) 

Eigenbedarf 

Inbetriebnahme 

Sonstiges 

Kostenanteil 

(%) 

50 

6 

6 

8 

3 

7 

13 

1,5 

4 

1,5 

Kostenanteil 

IEC 61850 ohne 

Prozessbusanbindung 

Kostenanteil 

IEC 61850 mit 

Prozessbusanbindung 

© Verband der Netzbetreiber – VDN , Juli 2004 Seite 41/76 

⇔ 

⇔ 

⇔ 

⇔ 

⇔ 

⇔ 

⇔ 

⇔ 

⇔ 

⇔


7.4 Zusammenfassung 

Mit dem Einsatz der IEC 61850 ist nicht automatisch von einer Reduzierung der Kosten auszugehen. 

Besonders in der Einführungsphase werden die Hersteller ihre bestehenden Geräteplattformen 

an die Anforderungen der IEC 61850 anpassen. Dadurch werden sich zunächst 

Funktionsblockungen und Anlagenkonfigurationen ergeben, wie sie aus den heute bestehenden 

Stationsleittechniken bekannt sind. 

Erst die nachfolgenden Produktreihen, sowie die 

•= Einbindung intelligenter Schaltgeräte und 

•= nichtkonventioneller Wandler 

in die IEC 61850 werden alle Vorteile und Möglichkeiten der neuen Norm Stück für Stück eröffnen. 

Auch werden die erwarteten Vorteile in Hinblick auf 

•= durchgängiges, wieder verwendbares Engineering, 

•= eine Reduzierung des Montageaufwandes, 

•= eine verkürzte Inbetriebnahme, 

•= Test- und Diagnose über Internet-Technologien (Browser, etc. ), 

•= die Durchgängigkeit zur Netzleitstelle (SCA), 

•= einen weltweiten Standard und damit einer Kostenreduzierung durch den Wettbewerb, 

erst mit zunehmender Anwendung und Verbreitung des neuen Standards nach und nach 

wirksam werden. 



8 Quellen- und Literaturverzeichnis, Begriffsdefinition 

8.1 Literatur 

[1] Integrierte Leittechnik in Stationen - Modell für Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsstationen, 

Teil der VDEW-Empfehlung "Netzleitsysteme in Elektrizitätsversorgungsunternehmen 

(EVU) und des VDEW-Ringbuches "Schutztechnik" 

VWEW Verlags- und Wirtschaftsgesellschaft der Elektrizitätswerke m.b.H., Frankfurt, 

1987 bzw. 1988 

[2] VDEW-Empfehlung "Digitale Stationsleittechnik" 


1995 

[3] VDEW-Empfehlung "Digitale Stationsleittechnik - Ergänzende Empfehlungen zur Anwendung 

in Verteilnetzstationen" 


1. Ausgabe 1998 

[4] VDEW/ZVEI-Empfehlung zur seriellen Schnittstelle des Feldschutzes in integrierten 

Stationsleitsystemen der elektrischen Elektrizitätsversorgungsunternehmen, 1. Ausgabe 

1993 


1993 

[5] IEC 61850 "Communication Networks and Systems in Substations", Teil 1 bis 10. 

[6] Dinges, R.: "IEC 61850 - Kommunikationssysteme für die Stationsautomatisierung" 

Tagungsband der FGH/VDEW-Fachtagung "Kommunikationsnormung für die Schutzund 

Stationsleittechnik; IEC 61850 – Der Weg in die Praxis", 11./12.03.2003 in 

Mannheim 

[7] Bittner, G.: „Workshop der Automatisierungstechnik“. Franzis-Verlag, 1999 

[8] Gutt, U., Hoppe-Oehl, H., Hylla, H.-J. : "Offene Systeme Ein Lösungsansatz für die 

Stationsautomatisierung ?!", Tagungsband der FGH/VDEW-Fachtagung "Kommunikationsnormung 

in der Stationsleittechnik", November 2000 

[9] Haude, J.: „Protokollwissen unnötig“. Tagungsband der FGH/VDN-Fachtagung 

„Kommunikationsnormung für die Schutz- und Stationsleittechnik“ am 11./12. März 

2003 in Mannheim 



[10] VDN-Richtlinie für digitale Schutzsysteme, November 2003 

8.2 Links zu Homepages 

FGH: www.fgh.rwth-aachen.de/verein/default.htm 

VDN: www.vdn-berlin.de 

DKE: www.dke.de/de/facharbeit/mitteilungen/iec61850.htm 

SCC: www.scc-online.de 

8.3 Tagungsbände 

- FGH/VDEW-Fachtagung „Kommunikationsnormung in der Stationsleittechnik“ am 14./15. 

November 2000 in Eisenach 

- Internationaler ETG-Kongress 2001 am 23./24. Oktober 2001 in Nürnberg 

- FGH/VDN-Fachtagung „Kommunikationsnormung für die Schutz- und Stationsleittechnik“ 

am 11./12. März 2003 in Mannheim 

- VDN/FGH/VDE-Fachtagung „Schutz- und Leittechnik“ am 10./11.Februar 2004 in Jena 

8.4 Begriffe und Abkürzungen 

In der IEC 61850 sind im Teil 2 „Glossary“ die im gesamten Standard verwendeten Begriffe 

und Abkürzungen definiert. 

Für diese Unterlage wurden folgende Begriffe und Abkürzungen verwendet. 

8.4.1 Begriffe 

Anschalteinheit Schnittstelle einer Primärgerätekomponente zum Stationsautomatisierungssystem 

Austauschbarkeit [en: interchangeability] Möglichkeit, ein Gerät desselben oder verschiedener 

Hersteller zu ersetzen, wobei dieselbe Kommunikationsschnittstelle 

genutzt wird mit mindestens derselben Funktionalität und 

ohne Auswirkung auf den Rest des Systems. Sind Unterschiede in der 

Funktionalität zulässig, können auch Änderungen an anderen Stellen 

im System erforderlich sein. Austauschbarkeit erfordert die Normung 



von Funktionen und streng genommen auch von Geräten. Beide Anforderungen 

liegen außerhalb des Anwendungsbereiches der Normreihe 

IEC 61850. 

Feldbus Serieller Bus zur Verbindung von lokaler Prozessperipherie 

Interoperabilität [en: interoperability] Fähigkeit zweier oder mehrerer intelligenter elektronischer 

Geräte desselben oder verschiedener Hersteller, Informationen 

auszutauschen und diese für ein bestimmungsgemäßes Zusammenwirken 

zu nutzen. Interoperabilität ist Voraussetzung für Austauschbarkeit 

Systemintegrator Lieferant schlüsselfertiger SAS Anlagen 

8.4.2 Abkürzungen 

FAT [eng: factory acceptance test] Werkabnahmeprüfung 

IED [eng: intelligent electronic device] intelligentes elektronisches Gerät 

LN [eng: logical node] logischer Knoten; kleinster Teil einer Funktion, der Daten austauscht 

MU [eng: merging unit] Verarbeitungseinheit zur Erfassung analoger Strom- und 

Spannungsmesswerte und Erzeugung digitaler zeitsynchroner Momentanwerte 

SAS [eng: substation automation system] Stationsautomatisierungssystem 

SCL [eng: substation configuration description language] Stationskonfigurationsbeschreibung 

TCP/IP [eng: transmission control protocol/internet protocol] Protokollelemente der Vermittlungsschicht 

und der Transportschicht nach dem Standard der offenen Netzwerkkommunikation 

XML [eng: extensible markup language] erweiterte Dokumentenauszeichnungssprache 



9 Anhang 

9.1 Anhang zu Kapitel 4 

9.1.1 Einleitung und Erläuterungen zu den Tabellen 

Der Funktionsumfang, der in den heutigen Schutz- und Leittechnikeinrichtungen realisiert 

ist, orientiert sich an den Anforderungen, die in bisherigen VDN-Empfehlungen beschrieben 

sind. 

IEC 61850 hat den Funktionsumfang der Schutz- und Leittechnik in logische Knoten (Logical 

Nodes, LN) strukturiert. 

In den folgenden Tabellen wird eine Zuordnung der logischen Knoten aus IEC 61850 zu den 

bisherigen Funktionen aus Sicht der Anwender vorgenommen. Darüber hinaus soll die übliche 

Anwendung dieser Funktionen in den diversen Feldtypen (Leitungsfeld, Transformatorfeld, 

...) beispielhafter Schaltanlagen gezeigt werden. Die Tabellen sind nicht als Forderung 

oder Vorgabe zu verstehen, sie sollen dem Anwender lediglich Leitlinien an die Hand geben. 

Die tatsächliche Auswahl der Funktionen und ihrer Redundanz ist an den jeweiligen Netzund 

Anlagengegebenheiten auszurichten. 

Je Feldtyp sind die relevanten Funktionen genannt. Die Funktionen sind nach Aufgabengebieten 

(z.B. Steuerung, Schutzfunktionen, usw.) sortiert und zur besseren Handhabung 

durchnummeriert. Den einzelnen Funktion sind die jeweils relevanten Logical Nodes (LN) 

zugeordnet. Die mit "*" gekennzeichneten Schutzfunktionen sollten gerätetechnisch mit den 

Hauptschutzfunktionen (Kennzeichen "+") verbunden sein, da sie funktionell eng mit diesen 

verknüpft sind. In der Spalte „Messwerte für Schutz“ sind die für diese Funktion notwendigen 

Messwerte und ihre Mindestabtastfrequenz aufgeführt. Diese Information ist für den Bezug 

zu den Messwandlern und die Dimensionierung der Busankopplung von Bedeutung. 

In den rechten Spalten ist ein heute in den jeweiligen Netzen üblicher Vorschlag für den Einsatz 

von Funktionen und ggf. die Gestaltung der Redundanz, aufgeteilt nach Spannungsebenen 

gemacht. Redundanzanforderungen (in den Tabellen sind in diesen Fällen jeweils 

zwei Spalten je Spannungsebene zu finden) sind speziell im Bereich der Schutzfunktionen 

vorhanden. Hierbei ist von einer physikalischen Redundanz der Schutzsysteme 1 und 2 auszugehen. 

Die Bedeutung der Zeichen sind in den Tabellen jeweils unten erläutert. So bedeutet 

ein "X" unter SY1 und unter SY2 zum Beispiel, dass in diesem Fall üblicherweise die 

Funktion aus Redundanzgründen gedoppelt wird. Sollte dagegen unter SY2 lediglich ein "O" 

zu finden sein, so ist die redundante Ausführung lediglich als optionale Möglichkeit bei besonderen 

Anforderungen zu verstehen. Es ist zu beachten, dass im Bereich der Schutzfunk- 



tionen in den Zeilen häufig alternative Schutzfunktionen genannt werden, so dass nicht jede 

Zeile gleichzeitig zur Anwendung kommen muss. Umgekehrt lässt sich durch die Kombination 

unterschiedlicher Schutzfunktionen (z.B. Leitungsdifferentialschutz und Distanzschutz) 

eine entsprechende Redundanz erreichen. 

In Tabelle 9.8 sind die in den Tabellen verwendeten Abkürzungen erläutert. 



9.1.2 Tabellen zur Funktionszuordnung in verschiedenen Feldtypen 

Tabelle 9.1 Leitungsfeld 

Mess- 

Nummer 

werte für 

Schutz 

Logical Nodes 

Funktion 

Schutzfunktionen: 

Spannungsebene 

Mittel-Spg. Hoch- Höchst-Spg. 

Spg. 

SY1 SY2 SY1 SY2 SY1 SY2 

1 L 1 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF UMZ (ungerichtet) + X O - - - - 

2 L 2 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, PSDE, PDIR, RDIR, RFLO, ggf. 

RBRF 

gerichteter UMZ + X O - - - - 

2 L 3 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, PDIS, PDIR, RDIR, RFLO, ggf. 

RPSB, RBRF 

Distanzschutz + X O X O X X 

3 L 4 LLN0, PTRC, PDIF, MDIF, ggf. RBRF Ltg.-Differentialschutz + O - O O X O 

4 L 5 LLN0, PTRC, PTOV 3Uo-Schutz * - - - O - O 

L 6 LLN0, PSCH Signalvergleich * O - O - X O 

L 7 LLN0, RREC AWE 1-polig * - - O O X O 

L 8 LLN0, RREC AWE 3-polig/1-u.2-mal * X O X O - - 

2 L 9 LLN0, PDEF, PDIR wattmetrische 

sungErdschlusserfas- 

X - - 

5 L 10 LLN0, PTEF Wischer Erdschlusserfassung O X - 

2 L 11 LLN0, PSDE Admittanz-Erdschlusserfassung O - - 

1 L 12 LLN0, PSDE Erdschlusserfassung durch Pulsortung 

O - - 

2 L 13 LLN0, PSDE Erdschlusserfassung durch Klirrfaktor 

O - - 

2 L 14 LLN0, PTRC, PHIZ, RDIR SUR 

schutz)(Nullleistungsrichtungs- 

O O O 

2 L 15 LLN0, PTRC, PDOP Überlastschutz (thermisch) O O O 

4 L 16 LLN0, PTRC, PTOV, PTUV Spannungsschutz 

Unterspg.) 

(Über- und 

O O O 

2 L 17 LLN0, PTRC, PDOP, PDUP, RFLO Leistungsrichtungsschutz * O O O 

6 LLN0, RSYN Synchro-Check * O O X 

2 / 5 L 19 LLN0, RDRE, RADR, RBDR, RDRS Störschreiber 

Meldungen: 

X X X 

L 20 CSWI, CILO, GAPC, GGIO, SARC, SIMG, SIML, XCBR, 

XSWI, YPTR, YLTC, YEFN, YPSH, ZGEN, ZSAR , ZCAP, 

ZBAT 

Übernahme vom Prozess X X X 

L 21 STF Zeitzuordnung X X X 

L 22 STF Unterdrückung Flattermeldungen X X X 

L 23 STF Unterdrückung kurzzeitiger Meldungen 

X X X 

L 24 AWF Störstellungs-Unterdrückung X X X 

L 25 AWF (ggf. GGIO) Sammelmeldungsbildung O O O 

L 26 AWF Bereitstellung der Detailinformationen 

X X X 

L 27 AWF Verarbeitung von Zeitinformationen 

X X X 

L 28 AWF (ggf. GGIO) Erzeugung Schalterfallmeldung O O O 

L 29 AWF Erzeugung akustischer Signale O O O 

STF Verwaltung von Meldeabbildern X X X 

L 31 STF/ AWF Bearbeitung von Generalabfragen X X X 

L 32 GGIO, ATCC, MMXN, MMXU, SIMG, SIML, SPDC, TCTR, 

TVTR, YPTR, YLTC, YEFN, YPSH, ZBSH, MHAI, MHAN 

Messwerte: 


L 33 AWF Umrechnung O O O 

L 34 MMXN, MMXU Berechnung von Wirk- und Blindleistung 

O X X 

L 35 GGIO, MMXN, MMXU, TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, YEFN, 

YPSH, ARCO, AVCO, MSTA 

Grenzwert-Überwachung O O O 

GGIO, MMXN, MMXU, TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, YEFN, 

YPSH 

Messwertberuhigung X X X 

L 37 GGIO, MMXU, MSQI Unsymmetrie-Überwachung 

Steuerung: 

O O O 

L 38 RSYN, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YPTR, 

YLTC, YEFN, YPSH, ZGEN, ZCAP, ZBAT 

Einzelsteuerung, Befehlsausgabe X X X 

L 39 AWF Doppelbetätigungssperre X X X 

L 40 AWF Befehlslaufzeit-Überwachung X X X 

L 41 AWF (ggf. GAPC) Schaltfolgen O O O 

L 42 RSYN, CPOW Parallelschalten O O O 

L 43 CILO Feld- / Anlagenverriegelung O X X 

L 44 RSYN, GAPC, GGIO Zulässigkeitsprüfungen O O O 

Systemaufgaben / Sonstige Funktionen: 

L 45 STF Zeitsynchronisierung X X X 

L46 STF Informationssperren X X X 

L 47 AWF/ STF Konfiguration für den Betrieb der 

SLT 

X X X 

L 48 AWF (ggf. ZAXN) Systemauskunft X X X 

L 49 STF Selbstüberwachung X X X 

Sonstige Funktionen: 

L 50 MMTR Zählwerterfassung O O O 

L 61 AWF Protokollierung O O O 

L52 AWF Störwerterfassung O O O 



L 53 CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YLTC, YEFN, 

YPSH, ZGEN, ZCAP, ZBAT 

Bedienen und Anzeigen: 

Steuerung von Geräten X X X 

L 54 GAPC, GGIO Steuerung allgemein O O O 

L 55 AWF Informationssperren O O O 

L 56 GSAL, IHMI, ITCI, ITMI Systembedienungen O O O 

L 57 CSWI, CILO, GAPC , GGIO, Umschaltung Ort / Fern O O O 

L 58 CSWI, GAPC, GGIO Anzeige von Geräterückmeldung X X X 

L 59 GAPC, GGIO, CALH Anzeige von Warn- und Störmeldungen 

X X X 

L 60 MMXN, MMXU, GGIO, ATCC Anzeige von Messwerten X X X 

L 61 STF Baugruppenstörung (Komponentenstörung) 

X X X 



Tabelle 9.2 Kupplung 

Messwerte 

für Schutz 

Nummer Logical Nodes 

Funktion 


Mittel-Spg. Hoch-Spg. Höchst-Spg. 


1 K 1 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF 


UMZ + O O - - 

2 K 2 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, PDIS, PDIR, RDIR, RFLO, ggf. 

RPSB, RBRF 

Distanzschutz + O O X O 

4 K 3 LLN0, PTRC, PTOV 3Uo-Schutz * - O - 

2 K 4 LLN0, PTRC, PHIZ, RDIR SUR 

schutz)(Nullleistungsrichtungs- 

O O X 

K 5 LLN0, RREC AWE * - O O 

6 K 6 LLN0, PTRC, PHIZ, RDIR Synchro-Check * - O O 

2 / 5 K 7 LLN0, RDRE, RADR, RBDR, RDRS Störschreiber - O O 

Meldungen: 

K8 CSWI, CILO, GAPC, GGIO, SARC, SIMG, SIML, XCBR, 


ZBAT 


K9 STF Zeitzuordnung X X X 

K10 STF Unterdrückung Flattermeldungen X X X 

K11 STF Unterdrückung kurzzeitiger Meldungen 

X X X 

K12 AWF Störstellungs-Unterdrückung X X X 

K13 AWF (ggf. GGIO) Sammelmeldungsbildung O O O 

K14 AWF Bereitstellung der Detailinformationen 

X X X 

K15 AWF Verarbeitung von Zeitinformationen 

X X X 

K16 AWF (ggf. GGIO) Erzeugung Schalterfallmeldung O O O 

K17 AWF Erzeugung akustischer Signale O O O 

K18 STF Verwaltung von Meldeabbildern X X X 

K19 STF/ AWF Bearbeitung von Generalabfragen X X X 

K20 GGIO, ATCC, MMXN, MMXU, SIMG, SIML, SPDC, TCTR, 


Messwerte: 


K21 AWF Umrechnung O O O 

K22 MMXN, MMXU Berechnung von Wirk- und Blindleistung 

O X X 

K23 GGIO, MMXN, MMXU, TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, YEFN, 

YPSH, ARCO, AVCO, MSTA 


K24 GGIO, MMXN, MMXU, TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, YEFN, 

YPSH 


K25 GGIO, MMXU, MSQI Unsymmetrie-Überwachung O O O 

K26 RSYN, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YPTR, 


Steuerung: 


K27 AWF (Dienste) Doppelbetätigungssperre X X X 

K28 AWF (Gerätebene) Befehlslaufzeit-Überwachung X X X 

K29 AWF (ggf. GAPC) Schaltfolgen O O O 

K30 RSYN, CPOW Parallelschalten O O O 

K31 CILO Feld- / Anlagenverriegelung O X X 

K32 RSYN, GAPC, GGIO Zulässigkeitsprüfungen O O O 


K33 STF Zeitsynchronisierung X X X 

K34 STF Informationssperren X X X 

K35 AWF/ STF Konfiguration für den Betrieb der 

SLT 

X X X 

K36 AWF (ggf. ZAXN) Systemauskunft X X X 

K37 STF Selbstüberwachung X X X 


K38 MMTR Zählwerterfassung O O O 

K39 AWF Protokollierung O O O 

K40 AWF Störwerterfassung O O O 

K41 CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YLTC, YEFN, 




K42 GAPC, GGIO Steuerung allgemein O O O 

K43 AWF Informationssperren O O O 

K44 GSAL, IHMI, ITCI, ITMI Systembedienungen O O O 

K45 CSWI, CILO, GAPC , GGIO Umschaltung Ort / Fern O O O 

K46 CSWI, GAPC, GGIO Anzeige von Geräterückmeldung X X X 

K47 GAPC, GGIO, CALH Anzeige von Warn- und Störmeldungen 

X X X 

K48 MMXN, MMXU, GGIO, ATCC Anzeige von Messwerten X X X 

K49 STF Baugruppenstörung 

ten-störung)(Komponen- 

X X X 



Tabelle 9.3 EB-Feld 

Messwerte 

für Schutz 

Nummer 

Logical Nodes Funktion 


1 EB 1 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF UMZ + X 

EB 2 LLN0, PTRC, SIMS Buchholzschutz O 

EB 3 LLN0, PTRC, PTTR Temperaturgefahr O 

Meldungen: 

EB4 

CSWI, CILO, GAPC, GGIO, SARC, SIMG, SIML, XCBR, XSWI, YPTR, 

YLTC, YEFN, YPSH, ZGEN, ZSAR , ZCAP, ZBAT 

Übernahme vom Prozess X 

EB5 STF Zeitzuordnung X 

EB6 STF 

Unterdrückung 

dungenFlattermel- 

X 

EB7 STF 


Meldungen 

kurzzeitiger 

X 

EB8 AWF Störstellungs-Unterdrückung X 

EB9 AWF (ggf. GGIO) Sammelmeldungsbildung O 

EB10 AWF 

Bereitstellung der Detailinformationen 

X 

EB11 AWF 

Verarbeitung von Zeitinformationen 

X 

EB12 AWF (ggf. GGIO) 

Erzeugung 

dungSchalterfallmel- 

O 

EB13 AWF 

Erzeugung 

Signale 

akustischer 

O 

EB14 STF 

Verwaltung von Meldeabbildern 

X 

EB15 STF/ AWF 

Bearbeitung von Generalabfragen 

X 

EB16 

GGIO, ATCC, MMXN, MMXU, SIMG, SIML, SPDC, TCTR, TVTR, YPTR, 

YLTC, YEFN, YPSH, ZBSH, MHAI, MHAN 

Messwerte: 

Übernahme vom Prozess O 

EB17 GGIO, MMXN, MMXU, TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, YEFN, YPSH Messwertberuhigung O 

EB18 

RSYN, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YPTR, YLTC, YEFN, 


Steuerung: 

Einzelsteuerung, Befehlsausgabe 

EB19 AWF Doppelbetätigungssperre X 

EB20 AWF 

Befehlslaufzeit- 

Überwachung 

X 

EB21 AWF (ggf. GAPC) Schaltfolgen O 

EB22 CILO Feld- / Anlagenverriegelung O 

EB23 RSYN, GAPC, GGIO Zulässigkeitsprüfungen O 


EB24 STF Zeitsynchronisierung X 

EB25 STF Informationssperren X 

EB26 AWF/ STF 

Konfiguration für den Betrieb 

der SLT 

X 

EB27 AWF (ggf. ZAXN) Systemauskunft X 

EB28 STF Selbstüberwachung X 


EB29 MMTR Zählwerterfassung O 

EB30 AWF Protokollierung O 

EB31 AWF Störwerterfassung O 

EB32 

CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YLTC, YEFN, YPSH, ZGEN, 

ZCAP, ZBAT 


Steuerung von Geräten X 

EB33 GAPC, GGIO Steuerung allgemein O 

EB34 AWF Informationssperren O 

EB35 GSAL, IHMI, ITCI, ITMI Systembedienungen O 

EB36 CSWI, CILO, GAPC , GGIO Umschaltung Ort / Fern O 

EB37 CSWI, GAPC, GGIO 

Anzeige von 

meldungGeräterück- 

X 

EB38 GAPC, GGIO, CALH 

Anzeige von Warn- 

Störmeldungen 

und 

X 

EB39 MMXN, MMXU, GGIO, ATCC Anzeige von Messwerten X 

EB40 STF 

Baugruppenstörung 

ponentenstörung)(Kom- 

X 


Mittel-Spg. 

Hoch- 

Spg. 

Höchst-Spg. 


X


Tabelle 9.4 feldübergreifende Anlagen 

Messwerte 

Nummer 

für Schutz 

Logical Nodes Funktion 



Hoch- 

Mittel-Spg. 

Höchst-Spg. 

Spg. 

1 FÜ1 LLN0, PTRC, PDIF Sammelschienenschutz + O O X 

FÜ2 AWF 

Steuerungen übergeordnet: 

Unterdrückung abhängiger Meldungen 

X X X 

FÜ3 GGIO, MSTA, MMXU Meßwertsummierung O O O 

FÜ4 GGIO, MSTA, MMXU Integration O O O 

FÜ5 GGIO, MSTA, MMXU Minimal- / Maximalwertermittlung O O O 

FÜ6 AWF Ersatzwertzuweisung O O O 

FÜ7 GAPC Umschaltautomatiken X X X 

FÜ8 AWF (ggf. GAPC) Automatische Quittierung X X X 

FÜ9 IARC Archivierung X X X 

FÜ10 AWF Protokollierung X X X 

FÜ11 AWF (ggf. ITCI, ITMI) Protokollwandlung X X X 

FÜ12 CILO Anlagenverriegelung O O O 

FÜ13 CSWI, CILO, GAPC , GGIO Umschaltung Ort / Fern O O O 



Tabelle 9.5 Übergabe- & Einspeisefeld 

Messwerte 

Nummer Logical Nodes 

für Schutz 

Funktion 



Mittel-Spg. Hoch-Spg. Höchst-Spg. 


1 Ü 1 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF UMZ + X - - - 

2 Ü 2 

LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, PDIS, PDIR, RDIR, RFLO, 

Distanzschutz + 

ggf. RPSB, RBRF 

O X X O 

2 Ü 3 LLN0, PTRC, PDOP, PDUP, RFLO Leistungsrichtung * O O O 

2 Ü 5 LLN0, PTRC, PPAM Vektorsprung O - - 

2 Ü 6 LLN0, PTRC, PDOP Überlastschutz (thermisch) O O O 

4 Ü 7 LLN0, PTRC, PTOV, PTUV Spannungsschutz (Über- und Unterspg.) O O O 

2 Ü 8 LLN0, PDEF, PDIR wattmetrische Erdschlusserfassung X - - 

5 Ü 9 LLN0, PTEF Wischer Erdschlusserfassung O X - 

2 Ü 10 LLN0, PSDE Admitanz-Erdschlusserfassung O - - 

1 Ü 11 LLN0, PSDE Erdschlusserfassung durch Pulsortung O - - 

2 Ü 12 LLN0, PSDE Erdschlusserfassung durch Klirrfaktor O - - 

2 / 5 Ü13 LLN0, RDRE, RADR, RBDR, RDRS Störschreiber O O O 

Meldungen 

Ü14 

CSWI, CILO, GAPC, GGIO, SARC, SIMG, SIML, XCBR, 


ZBAT 


Ü15 STF Zeitzuordnung X X X 

Ü16 STF Unterdrückung Flattermeldungen X X X 

Ü17 STF Unterdrückung kurzzeitiger Meldungen X X X 

Ü18 AWF Störstellungs-Unterdrückung X X X 

Ü19 AWF (ggf. GGIO) Sammelmeldungsbildung O O O 

Ü20 AWF? Bereitstellung der Detailinformationen X X X 

Ü21 AWF Verarbeitung von Zeitinformationen X X X 

Ü22 AWF (ggf. GGIO) Erzeugung Schalterfallmeldung O O O 

Ü23 AWF Erzeugung akustischer Signale O O O 

Ü24 STF Verwaltung von Meldeabbildern X X X 

Ü25 STF/ AWF Bearbeitung von Generalabfragen X X X 

Ü26 

GGIO, ATCC, MMXN, MMXU, SIMG, SIML, SPDC, TCTR, 


Messwerte: 


Ü27 AWF Umrechnung O O O 

Ü28 MMXN, MMXU Berechnung von Wirk- und Blindleistung O X X 

Ü29 

GGIO, MMXN, MMXU, TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, 

YEFN, YPSH, ARCO, AVCO, MSTA 


Ü30 

GGIO, MMXN, MMXU, TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, 

YEFN, YPSH 


Ü31 GGIO, MMXU, MSQI Unsymmetrie-Überwachung O O O 

Ü32 

RSYN, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YPTR, 


Steuerung: 


Ü33 AWF (Dienste) Doppelbetätigungssperre X X X 

Ü34 AWF (Gerätebene) Befehlslaufzeit-Überwachung X X X 

Ü35 AWF (ggf. GAPC) Schaltfolgen O O O 

Ü36 RSYN, CPOW Parallelschalten O O O 

Ü37 CILO Feld- / Anlagenverriegelung O X X 

Ü38 RSYN, GAPC, GGIO Zulässigkeitsprüfungen O O O 


Ü39 STF Zeitsynchronisierung X X X 

Ü40 STF Informationssperren X X X 

Ü41 AWF/ STF Konfiguration für den Betrieb der SLT X X X 

Ü42 AWF (ggf. ZAXN) Systemauskunft X X X 

Ü43 STF Selbstüberwachung X X X 


Ü44 MMTR Zählwerterfassung O O O 

Ü45 AWF Protokollierung O O O 

Ü46 AWF Störwerterfassung O O O 

Ü47 

CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YLTC, YEFN, 




Ü48 GAPC, GGIO Steuerung allgemein O O O 

Ü49 AWF Informationssperren O O O 

Ü50 GSAL, IHMI, ITCI, ITMI Systembedienungen O O O 

Ü51 CSWI, CILO, GAPC , GGIO, Umschaltung Ort / Fern O O O 

Ü52 CSWI, GAPC, GGIO Anzeige von Geräterückmeldung X X X 

Ü53 GAPC, GGIO, CALH Anzeige von Warn- und Störmeldungen X X X 

Ü54 MMXN, MMXU, GGIO, ATCC Anzeige von Messwerten X X X 

Ü55 STF 


rung)(Komponentenstö- 

X X X 



Tabelle 9.6 Transformator- + E-Spulenfeld 

Messwerte 

für Schutz 

Nummer Logical Nodes Funktion 


Mittel- Hoch- Höchst- 

Spg. Spg. Spg. 

SY 1 SY 2 SY 1 SY 2 SY 1 SY 2 

1 T 1 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF 


UMZ OS + X - X - O - 

1 T 2 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF UMZ US 1 + - O - O - O 

1 T 3 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF UMZ US 2 + - O - O - X 

1 T 4 LLN0, PTRC, PTOC, ggf. PVOC, RBRF AMZ OS + - O - O - O 

1 T 5 LLN0, PTRC, PTOC, ggf. PVOC, RBRF AMZ US 1 + O - O - O - 

1 T 6 LLN0, PTRC, PTOC, ggf. PVOC, RBRF AMZ US 2 + O - O - O - 

2 T 7 

LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, PDIS, PDIR, RDIR, RFLO, ggf. 

Distanzschutz OS + 

RPSB, RBRF 

O - O - X O 

2 T 8 


Distanzschutz US 1 + 

RPSB, RBRF 

- X - X O X 

2 T 9 


Distanzschutz US 2 + 

RPSB, RBRF 

- X - X - O 

3 T 10 LLN0, PTRC, PDIF, ggf. RBRF Transformator-Differentialschutz + - X - X O X 

4 T 11 LLN0, PTRC, PTOV 3Uo-Schutz * - - - O - - 

T 12 LLN0, PTRC, SIMS Buchholzschutz X - X - X O 

T 13 LLN0, PTRC, SIMS Buchholzschutz Stufenschalter X - X - X O 

T 14 LLN0, PTRC, PTTR Übertemperatur X X X 

2 T 15 LLN0, PTRC, PDOP, PDUP, RFLO Leistungsrichtungsschutz * O O O 

2 T 16 LLN0, PTRC, PDOP Überlastschutz (thermisch) O O O 

4 T 17 LLN0, PTRC, PTOV, PTUV Spannungsschutz (Über- und Unterspg.) O O O 

4 T 18 LLN0, PTRC, PTOF, PTUF Frequenzschutz X O - 

T 19 LLN0, PSDE Erdschlusserfassung (unselektiv) X X - 

1 / 2 / 5 T 20 LLN0, RDRE, RADR, RBDR, RDRS Störschreiber X X X 

Sternpunktbehandlung: 

T 21 LLN0, PTRC, SIMS 

Erdschlusslöschspule 

Buchholzschutz X X 

T 22 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF UMZ + O O 

T 23 LLN0, PTRC, PTTR Übertemperatur 

NOSPE-Widerstand 

O X 

T24 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF UMZ + X X 

T25 LLN0, PTRC, PTOC, PDOP, PTTR, ggf. PVOC, RBRF 

Tabelle gilt nur für Transformatoren größer 1kV 

AMZ mit thermischem Abbild + O O 

T26 

Meldungen: 

CCGR, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, SARC, SIMG, SIML, XCBR, 

Übernahme vom Prozess 

XSWI, YPTR, YLTC, YEFN, YPSH, ZGEN, ZSAR , ZCAP, ZBAT 

X X X 

T27 STF Zeitzuordnung X X X 

T28 STF Unterdrückung Flattermeldungen X X X 

T29 STF Unterdrückung kurzzeitiger Meldungen X X X 

T30 AWF Störstellungs-Unterdrückung X X X 

T31 AWF (ggf. GGIO) Sammelmeldungsbildung O O O 

T32 AWF Bereitstellung der Detailinformationen X X X 

T33 AWF Verarbeitung von Zeitinformationen X X X 

T34 AWF (ggf. GGIO) Erzeugung Schalterfallmeldung O O O 

T35 AWF Erzeugung akustischer Signale O O O 

T36 STF Verwaltung von Meldeabbildern X X X 

T37 STF/ AWF Bearbeitung von Generalabfragen X X X 

T38 

Messwerte: 

CCGR, GGIO, ATCC,MMXN, MMXU, SIMG, SIML, XPDC, TCTR, 



X X X 

T39 AWF Umrechnung O O O 

T40 MMXN, MMXU Berechnung von Wirk- und Blindleistung O X X 

T41 

CCGR, GGIO, MMXN, MMXU, TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, 

Grenzwert-Überwachung 


O O O 

T42 


Messwertberuhigung 

YEFN, YPSH 

X X X 

T43 GGIO, MMXU, MSQI Unsymmetrie-Überwachung O O O 

T44 

Steuerung: 

CCGR, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, RSYN, XCBR, XSWI, YPTR, 



X X X 

T45 ATCC, YLTC, YEFN 

Stufung Transformatoren / Erdschlusslöschspulen 

X X X 

T46 ATCC, YPTR, YLTC Regelung Transformatoren X X X 

T47 ANCR, YLTC , YEFN Regelung Erdschlusslöschspulen X X X 

T48 AWF (Dienste) Doppelbetätigungssperre X X X 

T49 AWF (Gerätebene) Befehlslaufzeit-Überwachung X X X 

T50 AWF (ggf. GAPC) Schaltfolgen O O O 

T51 RSYN, CPOW Parallelschalten O O O 

T52 CILO Feld- / Anlagenverriegelung O X X 

T53 ATCC 

Überwachung des Parallellaufs von Transformatoren 

X X X 

T54 RSYN, GAPC, GGIO Zulässigkeitsprüfungen O O O 


T55 STF Zeitsynchronisierung X X X 

T56 STF Informationssperren X X X 

T57 AWF/ STF Konfiguration für den Betrieb der SLT X X X 

T58 AWF (ggf. ZAXN) Systemauskunft X X X 

T59 STF Selbstüberwachung X X X 


T60 MMTR? Zählwerterfassung O O O 



T61 AWF Protokollierung O O O 

T62 AWF Störwerterfassung O O O 

T63 


CCGR, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI, YLTC, YEFN, 

Steuerung von Geräten 


X X X 

T64 ATCC Transformatorstufen Regler Ein / Aus X X X 

T65 ANCR E-Spulenstufen Regler Ein / Aus X X X 

T66 GAPC, GGIO Steuerung allgemein O O O 

T67 AWF Informationssperren O O O 

T68 GSAL, IHMI, ITCI, ITMI Systembedienungen O O O 

T69 CSWI, CILO, GAPC , GGIO, Umschaltung Ort / Fern O O O 

T70 CSWI, GAPC, GGIO Anzeige von Geräterückmeldung X X X 

T71 CCGR, GAPC, GGIO, CALH Anzeige von Warn- und Störmeldungen X X X 

T72 CCGR, MMXN, MMXU, GGIO, ATCC Anzeige von Messwerten X X X 

T73 ATCC Stufenstellungsanzeige X X X 

T74 STF 


rung)(Komponentenstö- 

X X X 



Tabelle 9.7 Kompensationsspule 

Messwerte 

für Schutz 

Nummer 

Logical Nodes Funktion Mittel- 

Spg. 


Hoch-Spg. 


1 ESP1 LLN0, PTRC, PIOC, PTOC, ggf. RBRF UMZ + X X 

3 ESP2 LLN0, PTRC, PDIF, ggf. RBRF Differentialschutz + O O 

ESP3 LLN0, PTRC, SIMS Buchholzschutz X X 

ESP4 LLN0, PTRC, PTTR Übertemperatur O O 

1 ESP5 LLN0, RDRE, RADR, RBDR, RDRS Störschreiber O O 

ESP6 

CCGR, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, SARC, SIMG, SIML, XCBR, 

XSWI, YPTR, YLTC, YEFN, YPSH, ZGEN, ZSAR , ZCAP, ZBAT 

Meldungen: 


ESP7 STF Zeitzuordnung X X X 

ESP8 STF 


genFlattermeldun- 

X X X 

ESP9 STF 


Meldungen 

kurzzeitiger 

X X X 

ESP10 AWF Störstellungs-Unterdrückung X X X 

ESP11 AWF (ggf. GGIO) Sammelmeldungsbildung O O O 

ESP12 AWF 

Bereitstellung der Detailinformationen 

X X X 

ESP13 AWF 

Verarbeitung von Zeitinformationen 

X X X 

ESP14 AWF (ggf. GGIO) Erzeugung Schalterfallmeldung O O O 

ESP15 AWF Erzeugung akustischer Signale O O O 

ESP16 STF Verwaltung von Meldeabbildern X X X 

ESP17 STF/ AWF 

Bearbeitung von Generalabfragen 

X X X 

ESP18 

Messwerte: 

CCGR, GGIO, ATCC, MMXN, MMXU, SIMG, SIML, SPDC, 


TCTR, TVTR, YPTR, YLTC, YEFN, YPSH, ZBSH, MHAI, MHAN 

X X X 

ESP19 AWF Umrechnung O O O 

ESP20 MMXN, MMXU 

Berechnung von 

Blindleistung 

Wirk- und 

O X X 

ESP21 


Grenzwert-Überwachung 


O O O 

ESP22 


Messwertberuhigung 

YEFN, YPSH 

X X X 

ESP23 GGIO, MMXU, MSQI Unsymmetrie-Überwachung O O O 

ESP24 

CCGR, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, RSYN, XCBR, XSWI, YPTR, 


Steuerung: 


X X X 

ESP25 AWF (Dienste) Doppelbetätigungssperre X X X 

ESP26 AWF (Gerätebene) Befehlslaufzeit-Überwachung X X X 

ESP27 AWF (ggf. GAPC) Schaltfolgen O O O 

ESP28 RSYN, CPOW Parallelschalten O O O 

ESP29 CILO Feld- / Anlagenverriegelung O X X 

ESP30 RSYN, GAPC, GGIO Zulässigkeitsprüfungen O O O 


ESP31 STF Zeitsynchronisierung X X X 

ESP32 STF Informationssperren X X X 

ESP33 AWF/ STF 

Konfiguration für den Betrieb der 

SLT 

X X X 

ESP34 AWF (ggf. ZAXN) Systemauskunft X X X 

ESP35 STF Selbstüberwachung X X X 


ESP36 MMTR Zählwerterfassung O O O 

ESP37 AWF Protokollierung O O O 

ESP38 AWF Störwerterfassung O O O 

ESP39 

CCGR, CSWI, CILO, GAPC, GGIO, XCBR, XSWI,YLTC, YEFN, 




ESP40 GAPC, GGIO Steuerung allgemein O O O 

ESP41 AWF Informationssperren O O O 

ESP42 GSAL, IHMI, ITCI, ITMI Systembedienungen O O O 

ESP43 CSWI, CILO, GAPC , GGIO, Umschaltung Ort / Fern O O O 

ESP44 CSWI, GAPC, GGIO Anzeige von Geräterückmeldung X X X 

ESP45 CCGR, GAPC, GGIO, CALH 

Anzeige von Warn- und Störmeldungen 

X X X 

ESP46 CCGR, MMXN, MMXU, GGIO, ATCC Anzeige von Messwerten X X X 

ESP47 STF 

Baugruppenstörung (Komponentenstörung) 

X X X 


Höchst- 

Spg.


Tabelle 9.8 Erläuterung der Abkürzungen zu den Tabellen 9.1 bis 9.7 

1 I1, I2, I3, I0 mit 1 kHz 

2 I1, I2, I3, I0, U1, U2, U3, U0 mit 1 kHz 

3 Ia1, Ib1, ..., Ia2, Ib2, ... , Ia3, Ib3, ..., Ia0, Ib0, ... mit 1 kHz 

4 U1, U2, U3, U0 mit 1 kHz 

5 I1, I2, I3, I0, U1, U2, U3, U0 mit 24 kHz 

6 Ua1, Ub1, Ua2, Ub2, Ua3, Ub3, Ua0, Ub0 mit 1 kHz 

SY 1 Schutzsystem 1 

SY 2 Schutzsystem 2 

X übliche, häufig eingesetzte Anwendung 

O optionale, gelegentliche Anwendung 

- findet keine Anwendung 

* diese Funktionseinheiten sollen zusammen mit den Schutzfunktionen "+" realisiert 

werden 

+ siehe auch Anlage Funktionsbeschreibung 

STF "Standardfunktion": 

Die Funktion liegt innerhalb der in allen LNs vorhandenen Grundfunktionen 

(Beispiel: Zeitzuordnung) und kann nicht als separater LN dargestellt werden 

AWF "Anwenderfunktion": Die Funktion liegt im Bereich der Anwenderfunktion außerhalb 

der Kommunikation über einen Bus. 



9.1.2 Funktionsinhalte von verschiedenen Schutzfunktionen 

9.1.3.1 Funktionsumfang UMZ - Schutz 

Hauptfunktionen: 

��Unabhängige Überstromzeitschutzfunktion (UMZ) 

�� mindestens zwei unabhängige Stufen (I, t) 

��Gerichteter unabhängiger Überstromzeitschutz (g UMZ) 

�� mindestens zwei unabhängige Stufen (I, t) 

�� Richtungsbestimmung mit kurzschlussfremden Spannungen und Spannungsspeicher 

�� Richtungsbestimmung phasenselektiv 

��Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ) 

��Gerichteter abhängiger Überstromzeitschutz (g AMZ) 

Sonstige integrierte Funktionen: 

•= Rückwärtige Verriegelungen 

•= unverzögerte Auslösung beim Schalten auf Kurzschluss 

•= Einschaltstabilisierung 

•= Empfindliche Erdfehlererfassung 

- mit mindestens zwei unabhängigen Stufen 

- Bestimmung der erdschlussbehafteten Phase 

- Richtungsbestimmung mit Nullsystemgrößen (wattmetrische Erdschlusserfas- 

sung) 

•= Intermittierender Erdfehlerschutz 

•= Schalterversagerschutz 

- abhängig vom Strom 

- abhängig vom LS-Kontakt 



- Anwurf über Binärkontakt 

•= Automatische Wiedereinschaltung (AWE) 

- ein- und mehrmalig 

- mit unterschiedlichen Pausenzeiten 

- wählbare Funktionen (AWE nur bei......) 

•= Synchronisierfunktionen 

•= Parametersatzumschaltung 

•= Dynamische Umschaltung von Ansprechwerten 

•= Fehlerortung 

•= Überwachungsfunktionen extern und intern (z. B. Auskreisüberwachung) 

•= Störwerte – Erfassung 

- analoge Störschriebe 

- binäre Störfallmeldungen 

- Erdschlussdaten 

•= Zählwerte – Erfassung 



Sonstige separate Funktionen (eigener logischer Knoten): 

•= Thermischer Überlastschutz 

- mit thermischem Abbild der Stromwärmeverluste 

- einstellbare Warnstufen 

•= Spannungsschutz 

- für Überspannung (U, t) 

- für Unterspannung (U,t) 

•= Frequenzschutz 

- für Frequenz >, t 

- für Frequenz < ,t 

Im EVU-Bereich nicht üblich: 

�� Schieflastschutz 

�� Anlaufzeitüberwachung bei Motoren 

�� Wiedereinschaltsperre bei Motoren 

9.1.3.2 Funktionsumfang - Distanzschutz 

Hauptfunktionen 

��Distanzschutzfunktion 

•= Anregung 

- Überstromanregung 

- Spannungsabhängige Stromanregung U/I 

- Spannungs- und winkelabhängige Stromanregung U/I/ϕ 

- Polygonale Impedanzanregung 

- Impedanzanregung 

- Unterspannungsanregung 



•= Distanz- und Richtungsmessung 

- Messgrößenauswahl für zyklische und azyklische Leiterbevorzugung für Leiter- Erdefehler 

und Leiter- Leiterfehler 

- Spannungsspeicher 

•= Erdfehlererkennung 

- Erdstrom 3I0 

- Gegenstrom 3I2 

- Verlagerungsspannung 3UO 

- Verknüpfung I und U für Erdfehlererkennung geerdetes Netz 

- Verknüpfung I und U für Erdfehlererkennung im Netz mit isoliertem Sternpunkt 

bzw. Resonanzsternpunkterdung 

•= Polygonale Auslösecharakteristik 

•= Pendelsperre 

��Gerichtete Erdkurzschlussschutzfunktion 

•= Richtungserkennung mit fehlerfremder Spannung 

��UMZ- und Not-UMZ-Schutzfunktion 

Sonstige integrierte Funktionen 

•= Kennlinienumschaltung 

•= Parametersatzumschaltung 

•= Zuschalten auf Kurzschluss 

•= Rushstabilisierung 

•= Leistungsschalter- Zustandserkennung 

•= Anrege- und Auslöselogik 

•= Überwachungsfunktionen extern und intern (z.B. Auskreisüberwachung) 



•= Signalübertragungsverfahren für Distanzschutzfunktion 

- Mitnahme über Anregung 

- Mitnahme über erweiterten Messbereich 

- Fernauslösung 

- Signalvergleich 

- Richtungsvergleich 

- Unblockverfahren 

- Blockierverfahren 

- Streckenschutz 

- Rückwärtige Verriegelung 

- Transiente Blockierung 

- Maßnahmen bei Fehlender oder schwacher Einspeisung 

•= Signalübertragungsverfahren mit Erdkurzschlussschutz 

- Richtungsvergleichsverfahren 

- Richtungsunblockverfahren 

- Richtungsblockierverfahren 

- Transiente Blockierung 

- Maßnahmen bei Fehlender oder schwacher Einspeisung 

•= Fehlerortung 

•= Analogausgaben von Messwerten 

•= Intermittierender Erdfehlerschutz für niederohmig geerdete Netze 

•= Störwerteerfassung 

- Binäre Störfallmeldungen 

- Erdschlussdaten 



•= Zählwerteerfassung 

Sonstige separate Funktionen (eigene LN vorhanden) 

•= Empfindliche Erdschlusserfassung mit mindestens zwei unabhängigen Stufen 

- Unselektive Erdschlussmeldung mit einstellbarer Zeitverzögerung 

- Bestimmung der erdschlussbehafteten Phase 

- Richtungsbestimmung wattmetrisch und Wischererfassung 


- Für Überspannung (U,t) 

- Für Unterspannung (U,t) 

•= Leistungsschalterversagerschutz 

- Abhängig vom Strom 

- Abhängig vom LS-Kontakt 



- Mit Thermischem Abbild der Stromwärmeverluste 

- Einstellbare Warnstufen 

•= Synchchronisierfunktionen 

•= Störschriebe 

- Analoge Störschriebe 


- 3-pol., ein- und mehrmalig 

- 1-pol. einmalig 


- wählbare Funktionen (AWE nur bei.....) 



•= Frequenzschutz 

- Für Frequenz >,t 

- Für Frequenz ) 

�� Nullstromdifferentialschutz (I0diff) 


•= Sättigungsdetektor für Wandler bei externen Fehlern 

•= Hilfsadernüberwachung 

•= Einschaltstabilisierung mit Schnellabschaltung 

•= Wiedereinschaltsperre 

•= Schaltermitnahme zum Gegenwerk 

•= Reserve UMZ-Schutz 

•= Reserve Distanzschutz 


•= Wiedereinschaltautomatik 

•= Schalterversagerschutz 

•= Überwachungsfunktionen extern und intern 

•= Störwerte - Erfassung 

•= Zählwerte - Erfassung 

Sonstige separate Funktionen (eigener logischer Knoten): 




- Richtungsbestimmung mit Nullsystemgrößen 






- 3-pol. ein- und mehrmalig 










•= Störschreibung 


9.1.3.4 Funktionsumfang Transformator - Differential - Schutz 


��Stromdifferentialschutz (Idiff) 

�� mit Überstromanregung (Idiff und I>) 



•= Sättigungsdetektor für Wandler bei externen Fehlern 

•= Schnellabschaltung bei stromstarken Transformatorfehlern 



•= Einschaltstabilisierung mit Harmonischen 

•= Wiedereinschaltsperre 

•= Erdfehlerdifferentialschutz 

•= Überstromzeitschutz 

•= Überlastschutz 

•= Kesselschutz gegen hochohmige Erdfehler 

•= Überwachungsfunktionen extern und intern 

•= Störwerte - Erfassung 

•= Zählwerte - Erfassung 

Sonstige separate Funktionen (eigener log. Knoten): 




















•= Störschreibung 


9.1.3.5 Funktionsumfang Sammelschienen - Differential - Schutz 


��Stromdifferentialschutz (Idiff) 

�� mit Überstromanregung (Idiff und I>) 


��Differentialschutz mit Überstromanregung (Idiff und I>) 

��Differentialschutz mit Unterspannungsanregung (Idiff und U


Sonstige separate Funktionen (eigener log. Knoten): 















•= Störschreibung, analoge Störschriebe 

9.2 Anhang zu Kapitel 5: 

9.2.1 Detaillierte Angaben zu Umfang und Qualitätsanforderungen an Messgrößen 

Es sollen folgende Messgrößen von tatsächlichen vorhandenen Basissignalen unbearbeitet 

angeboten werden: 

�� 3 x Leiterströme I1, I2, I3 

�� 3 x Leiter–Erde-Spannungen U1E, U2E, U3E 

�� 1 x Nullstrom I0 

�� 1 x Nullspannung U0 

Dabei wird davon ausgegangen, dass aus diesen Basissignalen alle anderen notwendigen 

Größen (z. B. verkettete Spannungen, Frequenz usw.) in den verarbeitenden Geräten errechnet 

werden. Nichtbenötigte Signale sollen von den angeschlossenen Geräten verworfen 



werden. Der Ausfall von Messgrößen muss an die Schutzsysteme gemeldet werden. Ebenfalls 

muss beim Vorliegen von falschen Messgrößen eine Information an die Geräte erfolgen 

und diese darf nicht zu einer Fehlfunktion führen. 

Für einen Zweiwicklungstransformator sind diese Messgrößen sowohl für die Oberspannungsseite 

als auch für die Unterspannungsseite zur Verfügung zu stellen. Für einen Dreiwicklungstransformator 

sind die Messgrößen auch für den dritten Ausgang bereitzustellen. 

Für Zusatzfunktionen (wie z. B. Synchronisation, Parallelkompensation usw.) aber auch 

Sammelschienen-Spannungswandler soll die einheitliche volle Anzahl der Basissignale der 

einzelnen Abgänge (z. B. Parallelleitung, Sammelschienenwandler usw.) verfügbar sein. Je 

nach Schutzkonzept muss die Bearbeitung von 

��3 x Leiterströmen (I1, I2, I3, ggf. I0) z. B. für die Parallelkompensation von Leitungen 

und 

��3 x Leiter-Erd-Spannungen U1E, U2E, U3E, ggf. U0 z. B. für die Synchrocheck- 

Funktionen 

mindestens möglich sein. 

Als Randbedingungen für Abtastfrequenz der Messgrößen kann aus der Betriebserfahrung 

mit digitalen Schutzrelais folgendes festgehalten werden. 

Heutige digitale Schutzgeräte verschiedener Fabrikate haben Abtastraten von 600/800/ 

1000 Hz. 

Qualitätsstörschreiber haben Abtastraten von 10 bis 20 kHz. 

Für Betriebsmessung und Zählung kann von einer Abtastrate von 1000 Hz ausgegangen 

werden. 

Bei Erdschlusswischerrelais wird von einer max. Einschwingfrequenz von 4000 Hz beim Umladevorgang 

während eines Erdschlusses (Wischer) ausgegangen. Unter der Voraussetzung 

einer 6-fachen Abtastung wegen nichtsinusförmigen Größen muss eine Abtastfrequenz von 

24 kHz gewählt werden. 

Um möglichst viele Anwendungsfälle abdecken zu können ist mindestens von einer Abtastfrequenz 

von 24 kHz auszugehen. An den externen Schnittstellen der MU müssen den Anforderungen 

entsprechend die Signale mit unterschiedlichen Abtastraten angeboten werden. 

Die Transientenerfassung (z. B. Auswertung von Wanderwellen) ist bei den genannten Abtastraten 

nicht sicher möglich. Ebenso reicht die genannte Abtastrate bei Messungen von 



Netzrückwirkungen zur Erfassung von Oberschwingungen nicht aus. Diese Messwertanforderungen 

sollten in separaten Geräten realisiert werden. 

Für Kabelumbauwandler, an die die exaktesten Messanforderungen aus dem Bereich der 

Schutztechnik gestellt werden, sind derzeit max. Winkelfehler von ca. 60 min. (entspricht 

einer Zeitauflösung von 55 µs) für die Erdschlusserfassung nach dem Prinzip I0 x U0 x cosφ 

zu berücksichtigen. Für Zählfunktionen bestehen derzeit keine höheren Anforderungen. Der 

Zeitstempel ist so anzuordnen, dass alle Messwerte eindeutig erfasst werden. 

9.2.2 Anforderungen an Merging-Units (MU) zur Wandleranschaltung 

Für einen sicheren Betrieb der Anlagen sollen mindestens nachstehende Bedingungen erfüllt 

werden: 

�� Die EMV-Verträglichkeit und Klimabeanspruchung gilt wie für Schutzrelais und 

Schaltgeräte. 

�� Die MUs sollen sich mit ihren elektronischen Bauteilen nicht auf Hochspannungspotenzial 

befinden. 

�� In einer MU können Strom und Spannung erfasst werden. Bei ausreichender Genauigkeit 

und großem Dynamikbereich können alle Messaufgaben eines Feldes 

von dieser MU bedient werden. Schutzsystem 1 und 2 sind an getrennte MU anzuschließen. 

Für Verrechnungszählungen ist das Eichrecht zu beachten. Einsatz 

getrennter MU für Strom und Spannung ist für einige Einsatzfälle sicher sinnvoll, 

wie z. B. für Sammelschienenspannungswandler und Leitungsabgänge ohne 

Spannungswandler oder bei großen Entfernungen von Strom- und Spannungswandlern 

in einer Anlage. 

�� Die MU digitalisiert die Momentanwerte der Wandler und stellt die nicht vorverarbeiteten 

Momentanwerte an der Schnittstelle zur Verfügung. 

�� An in Betrieb befindlichen MU werden SW-, Parametrier- und Datenversionen aus 

der Technik heraus dokumentiert. Des weitern muss sichergestellt sein, dass bei 

Änderungen von Parametern und Versionen jederzeit eindeutige Zustände vorhanden 

sind bzw. nur bestimmte MU angesprochen werden können. 

�� Eine MU sollte bei Änderungen von SW- und Parametern in Betrieb bleiben können. 



�� Die erhöhten Anforderungen bezüglich der Abtastfrequenz für besondere Messaufgaben 

wie z. B. die Erdschlusswischererfassung können auch über einen gesonderten 

Ausgang an der MU realisiert werden. 

�� Genormte (auch vom Messumfang), firmenneutrale Schnittstellen sind an der MU 

erforderlich, welche auch überprüft werden können. 

�� Eine Zeitsynchronisierung ist entsprechend den "VDEW-Forderungen" bei der MU 

zu realisieren. Dabei sind auch Feld übergreifende Funktionen zu berücksichtigen. 

�� Die Lebensdauer einer MU muss sich an der Lebensdauer heutiger Anlagen, 

Wandler spiegeln. Ein entsprechendes Austausch- und Nachlieferkonzept für die 

HW und SW ist vom Lieferanten zu gewährleisten. 

�� Die Parametrierung und Handhabung von MU muss vom Anwender in einfacher 

Form möglich sein. Dabei dürfen benachbarte MU nicht beeinflusst bzw. beeinträchtigt 

werden. 

�� Für die Zählung wird wahrscheinlich ein separater Ausgang (Eichgesetz) erforderlich. 

�� Eine Verbindung der MU zum Stationsbus ist für die Information, Synchronisation, 

Update usw. erforderlich. 

Ein Diskussionspunkt ist die Anzahl der Merging-Units (MU) in einem Feld, um die Redundanz-Anforderungen 

zu erfüllen. Insbesondere bei den Wandlern gibt es derzeitig folgende 

Redundanzausprägung: 

�� 380 kV : 4 Kerne (Messung, SS-Schutz, Distanzschutz, Leitungs-Diff-schutz) 

�� 110kV : Bisherige Technik 2 Kerne (Messung, Distanzschutz) - wenn keine besonderen 

Redundanzanforderungen 

Bei Einsatz von Prozessbussen wäre folgende Lösung denkbar: 

�� 380 kV : 2 MU jeweils U und I gemeinsam, Schutz und Messung gemeinsam 



�� 110 kV : 1MU für U und I gemeinsam; Schutz und Messung gemeinsam; wenn 

zusätzlicher Sammelschienenschutz 2 MU. Es ist auch eine Kombination von Distanzschutz 

im Feldgerät des SS-Schutzes denkbar. 

9.2.3 Realisierungsbeispiele für Busstrukturen 

In den nachfolgenden Bildern sind mögliche Buskonfigurationen für die Realisierung der oben 

beschrieben Aufgaben mit unterschiedlichem technischen Realisierungsaufwand dargestellt. 

Für die Aus- und Einschaltung eines Leistungsschalters durch eine Schutzeinrichtung ist unter 

wirtschaftlichen und technischen Gesichtspunkten anlagenspezifisch zu prüfen, ob dafür 

ein Prozessbus eingesetzt wird oder ein getrenntes System (Kupfer, LWL) aufgebaut werden 

soll. 



GS1 

GS2 

Stationsbus 

Prozessbus 

Prozessbus 

GS1 

GS1 

GS1 

GS2 

GS1 

GS1 

GS1 

GS2 

Stationsbus 1kHz 

Aus2 

Ein/Aus1 

Bild 9.1 Variante für einen Leitungsabgang 

U LE 

U en 

1kHz 

In Bild 9.1 ist die Messwerterfassung, Hilfsenergieversorgung und Zuordnung des Auslösesystems 

für einen Abzweig mit Haupt- und Reserveschutzsystem dargestellt. Um eine völlig 

unabhängige Funktion sicherzustellen, sind alle Komponenten redundant aufgebaut. Für 

Anwendungen, die von einem Schutzkonzept mit einfachem Schutzsystem in der Anlage und 

vorgelagertem Reserveschutz ausgehen, entfällt der Prozessbus 2. Die an den Bussystemen 

vermerkten Frequenzen (z.B. 1kHz) besagen, dass Messwerte mit der entsprechenden Abtastrate 

(z.B. 1kHz) auf dem System übertragen werden können. Sie stellen keinerlei Aussagen 

zur notwendigen Übertragungsgeschwindigkeit des Busses dar. Es ist besonders für den 

Stationsbus die zeitgleiche Übertragung von Messwerten mehrerer Felder zu berücksichtigen. 

Die Anforderungen an das Zeitverhalten, die Messgrößendigitalisierung und Zeitstempelung 

ist der v. g. "Forderungen seitens des VDEW - AA Relais- und Schutztechnik" zu entnehmen. 

Die für den Prozessbus 1 ausgewiesene Abtastfrequenz von 24 kHz resultiert aus 

den Anforderungen zur Erkennung von z. B. Erdschlusswischern. Da Erdschlusserfassungssysteme 

nicht redundant aufgebaut werden, wurde für den Prozessbus 2 lediglich 1 kHz gefordert. 

Es wird eine Vielzahl von Anwendungen geben, die nicht die Abtastfrequenz von 



24kHz benötigen, so dass auch redundante Bussysteme komplett mit Abtastraten von 1kHz 

zur Anwendung gelangen können. Jedoch kann es auch Anforderungen geben, welche eine 

Abtastrate von größer 24 kHz benötigen. 

1KHz 

1KHz 

1 

2 

1 

2 

1kHz 

1KHz 

24kHz 

1KHz 

1KHz 

Legende: 

Prozessbus 

Stationsbus 

Redundantrer Bus 

Bild 9.2 Variante für eine Anlage mit abzweiggebundenem Reserveschutz und Sammelschienenschutz 

Bild 9.2 zeigt für eine Anlage mit Abzweiggebundenem Reserveschutz und Sammelschienenschutz 

(Maximalforderung) den Aufbau von Prozess- und Stationsbus. Dabei erfolgt der Austausch 

der Informationen für den Sammelschienenschutz und für den Transformatorschutz 

über den Stationsbus. Dieser Stationsbus muss daher zwingend redundant aufgebaut werden. 


1KHz 

1 

2 

1 1 

2 

1kHz 

1kHz 

24kHz 

1kHz 

1kHz 

1kHz


1kHz 

1kHz 

1 

2 

1 

2 

24kHz 

1kHz 

1kHz 

1kHz 

Legende: 

1kHz 

Prozessbus 

Stationsbus 

Redundanter Bus 

Bild 9.3 Variante für eine Anlage mit ortsfernem Reserveschutz und Sammelschienenschutz 

In Bild 9.3 geht von einem vorgeordneten Reserveschutz für die Leitungsabgänge aus, so 

dass der Prozessbus hierfür nur einfach ausgeführt wird. Die Redundanz-Anforderungen für 

den Stationsbus bleiben durch Transformator- und Sammelschienen-schutz bestehen. 


1 

2 

1 1 

2 

24kHz 

1kHz 

1kHz 

1kHz 

1kHz


Switch 

1kHz 

1kHz 

1 

2 

1 

2 

24kHz 

1kHz 

1kHz 

1kHz 

Legende: 

1kHz 

Prozessbus 

Stationsbus 

Redundantrer Bus 

1 

2 

Bild 9.4 Variante für eine Anlage mit ortsfernem Reserveschutz und Transformatorschutz 

über Prozessbus 

Der Datenaustausch des Transformatorschutzes über den Stationsbus erscheint sehr aufwendig, 

da er für Anlagen ohne Sammelschienenschutz der einzige Grund für einen redundanten 

Stationsbus darstellt. Deshalb ist in Bild 9.4 ein Lösungsansatz dargestellt, der unter 

Verwendung eines Switch den Datenaustausch für den Differentialschutz zwischen den Prozessbussen 

der Ober- und Unterspannungsseite der Transformatoren sichert. Aus Redundanzgründen 

ist der Buchholzschutz über den anderen Prozessbus unter Nutzung des Stationsbusses 

einzubinden. Alternativ könnte auch der zweite Prozessbus der Ober- und Unterspannungsseite 

des Transformators ebenfalls mittels Switch verbunden werden, um eine 

komplette Entkopplung zum Stationsbus zu erreichen oder auch um andere Redundanzkonzepte 

(z. B. Doppelung des gesamten Transformator-Schutzes) verfolgen zu können. 


1 1 

2 

24kHz 

1KHz 

1kHz 

Switch 

1kHz

IEC 61850 – Anforderungen aus Anwendersicht - VDE

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