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Die IEC 61850 als Standard für die Digitalisierung des Energiesystems

01  Im zukünftigen Energiesystem werden zunehmend dezentrale Einspeiser in die Infrastrukturen integriert

01  Im zukünftigen Energiesystem werden zunehmend dezentrale Einspeiser in die Infrastrukturen integriert

02  Entwicklung der Normreihe [18]

02  Entwicklung der Normreihe [18]

Die zunehmende Integration dezentraler Einspeiser erfordert eine „Digitalisierung“ der Energienetze. Wesentliche Voraussetzung für diese Digitalisierung sind zukunftssichere IT-Architekturen und Kommunikationsstandards. Ein Teil der Lösung für die Aufgabenstellung bietet zum Beispiel die IEC 61850.

03  Datenmodell und Kommunikationsprotokoll

03  Datenmodell und Kommunikationsprotokoll

04  Zusammenfassende Gegenüberstellung der Normen

04  Zusammenfassende Gegenüberstellung der Normen

05  Herstellersicht auf IEC 61850

05  Herstellersicht auf IEC 61850

06  Beispielhafte Herstelleranzeigen

06  Beispielhafte Herstelleranzeigen

In unserem zukünftigen Energiesystem werden zunehmend dezentrale Einspeiser in die Infrastrukturen integriert (Bild 1), welche sowohl energetisch den Transport der Energie als auch informationstechnisch mittels messen, schützen, steuern und regeln den Betrieb des Energiesystems gewährleisten müssen:
· Netzinfrastrukturen werden topologisch umgeschaltet und Einspeiser automatisch temporär vom System ­getrennt,
· Menschen und Netzkomponenten werden automatisch geschützt,
· intelligente Ortsnetzstationen regeln die Spannung autonom und
· Aggregatoren bündeln dynamisch flexible Erzeuger und Verbraucher und bringen diese an verschiedene Märkte.
Unter dem Stichwort „Digitalisierung“ adressiert die Branche die Herausforderungen und Chancen, die dieses zukünftige Energiesystem bietet. Viele Energieunternehmen verfolgen diese Richtung seit Längerem durch Forschungsprojekte oder haben bereits Praxisbeispiele in der Umsetzung.
Wesentliche Voraussetzung für die Digitalisierung sind zukunftssichere IT-Architekturen und Kommunikationsstandards, welche es ermöglichen, dass Veränderungen im System, zum Beispiel aufgrund neuer Betriebsmittel, Netzschaltungen oder Einspeiseanlagen erkannt und berücksichtigt werden können. Dafür bedarf es sowohl einheitlicher Datenmodelle, welche die Komponenten im Energiesystem identifizierbar machen und beschreiben, als auch flexibler und zukunftssicherer Übertragungsprotokolle, welche eine dezentrale Kommunikation mit und zwischen den Komponenten vor Ort ermöglichen. Die internationale Norm IEC 61850 erfüllt durch ihr objektorientiertes Datenmodell und die logische Trennung von Datenmodell und Kommunikationsprotokoll diese Voraussetzungen und gehört international zum Status quo. In Deutschland allerdings findet die Norm fast nur in Forschungsprojekten Anwendung. Bisher setzen vor allem die deutschen Netzbetreiber klassisch auf die etablierte Norm IEC 60870-5-104 (kurz 104er-­Protokoll).
Der vorliegende Artikel stellt die Norm IEC 61850 näher vor und erklärt, warum eine Überführung der alten Technik auf das Datenmodell IEC 61850 notwendig ist, um die Chancen der Digitalisierung zu nutzen.

Einführung in die IEC 61850
Die Norm IEC 61850 der International Electrotechnical Commission (IEC) ist ein international anerkannter Standard für die Kommunikation in Energienetzen. Ursprünglich entwickelt für die durchgängige Kommunikation in elektrischen Schaltanlagen der Hoch- und Mittelspannungsebene wird er zunehmend auch für die Kommunikation der Geräte auf unteren Spannungsebenen sowie für den Informationsaustausch mit dezentralen Erzeugern genutzt.
Schaltanlagen (Substations) sind die Knoten der elektrischen Netze, über die Transport und Verteilung der elektrischen Energie erfolgen. Heutige Schaltanlagen nutzen zumeist die Konzepte der Stationsautomatisierung (Substation Automation) und können über teilweise autark arbeitende, intelligente elektronische Einheiten (IED) für Schalter, Transformatoren oder Messeinrichtungen lokal autonome Funktionen, wie Spannungsregelung und Lastabwurf, automatisch durchführen und Dienste zur Beeinflussung der Schaltanlage von außen, wie Fernüberwachung und -steuerung, anbieten [1]. Zudem sind in Schaltanlagen die Schutzgeräte verbaut, welche das Energienetz vor Auswirkungen von Fehlern, wie Kurzschluss oder Erdschluss, automatisch schützen, indem im Fehlerfall der fehlerhafte Netzstrang vom restlichen Netz getrennt wird [2].
Mit der Zunahme dieser IED in den Schaltanlagen stieg der Bedarf an einer alle IED erfassenden und standardisierten Kommunikation inklusive der Schutztechnik. Entsprechend diesem Bedarf wurde von der IEC die Normreihe IEC 61850 mit dem Ziel geschaffen, die Interoperabilität zwischen intelligenten elektronischen Geräten verschiedener Hersteller in Schaltanlagen zu erhöhen. Zudem sollte ein einheitliches Protokoll entwickelt werden, welches veraltete, nur für eingeschränkte Funktionalitäten einsetzbare Protokolle zusammenfassend ersetzt.
Diese Normreihe mit dem Titel „Communication ­networks and systems for power utility automation“ struk­turiert die Schaltanlagen anhand der drei Ebenen Stati­onsebene (Station Level), Feldebene (Bay Level) und Prozessebene (Process Level) und beschreibt die Kommunikationsmechanismen zwischen den Funktionen der Schaltanlage [3].
Die IEC 61850 ermöglicht die Interoperabilität von IED verschiedener Hersteller und stellt damit sicher, dass ein Datenaustausch zwischen diesen IED möglich ist. Dabei bietet die Norm auch einen Katalog von Datenmodellen für mögliche grundlegende Funktionen, wie Differenzialschutz oder Distanzschutz, die diese IED umsetzen, ohne die konkrete Implementierung der Funktionen festzulegen. So räumt die Norm den Herstellern von Schaltanlagen Spielraum zur Realisierung der Funktionen und damit Differenzierungspotenzial ein. Dies bedeutet auch, dass die IEC 61850 keine sogenannte Interchangeability, das heißt, die Möglichkeit des Austauschs eines Geräts eines Herstellers gegen ein Gerät eines zweiten Herstellers bei Beibehaltung derselben Kommunikationsschnittstellen und spezifischen Implementierung, gewährleisten will [2].
Die Norm hatte zunächst nur die Kommunikation und einheitliche Konfiguration innerhalb einer Station zur Sta­tionsautomatisierung zum Ziel. Da sie grundsätzlich erweiterbar gehalten ist, wurde sie im Laufe der Jahre weiterentwickelt und zum Beispiel um die Kommunikation zwischen Schaltanlagen oder die Kommunikation von Schaltanlage zu Scada-System (Leitsystem) erweitert. Seit 2010 werden nach und nach diese Erweiterungen der Norm veröffentlicht, womit der Geltungsbereich der Norm von „innerhalb einer Schaltanlage“ auf „Automatisierung in der Energieversorgung“ anwächst.
Zudem wurde die Norm auf die Kommunikation mit dezentralen Anlagen erweitert. In der Normreihe IEC 61400-25 wurden windspezifische, in der Normreihe 61850-7-410 wasserkraftspezifische Definitionen erarbeitet. In der Normreihe 61850-7-420 wurden Informationen aus dem Bereich der dezentralen Energieerzeugung wie KWK- oder PV-Anlagen definiert und publiziert (Bild 2).
Durch diese Erweiterungen sind grundsätzlich ein einheitliches Datenmodell und dessen Kommunikation vom einzelnen Gerät auf der Feldebene, über die Station bzw. Schaltanlage sowie vom dezentralen Erzeuger bis hin zur Netzleitstelle möglich.

Grundlagen der Norm – Datenmodell und Kommunikationsprotokoll
Beim Kommunikationsstandard 61850 muss zwischen Datenmodell und Kommunikationsprotokoll unterschieden werden. Während das Datenmodell eine einheitliche Sprache zur Beschreibung, Zugriff und Konfiguration der fachlichen Informationen ermöglicht, vereinbart das Kommunikationsprotokoll, wie diese Informationen zwischen zwei oder mehreren Parteien übertragen werden. Bild 3 stellt diese Trennung schematisch dar.
Die IEC 61850 umfasst sowohl Datenmodell als auch Kommunikationsprotokoll, trennt beide aber logisch voneinander, sodass das die Beschreibung der Informationen von der Übertragung sauber getrennt ist. Durch diese Trennung ist die Norm sehr flexibel bezüglich der Auswahl und der Austauschbarkeit der unterliegenden Übertragungskanäle.
Als Kommunikationsprotokoll dient TCP/IP als Basisübertragungsprotokoll. Darüber hinaus bietet die Norm beispielsweise die Möglichkeit der echtzeitfähigen Peer-to-Peer-Datenübertragung mittels Goose oder die Übermittlung der Daten als Webservice. Erweiterungen der Norm auf das Kommunikationsprotokoll XMPP (Extensible Messaging and Presence Protocol) sind geplant, sodass Stationen, Erzeuger oder Leitstellen Informationen wie beim Instant Massaging (siehe Skype oder Whats App) direkt austauschen können. Grundsätzlich stellt die IEC 61850 den derzeit „modernsten Kommunikationsstandard dar“ [4].

Abgrenzung IEC-61850- und 104er-Protokoll
Als Übertragungsprotokoll zwischen Netzleitsystem und Station wird aktuell zumeist die Norm IEC 60870-5-104 genutzt. Leittechnik und Stationen verschiedener Hersteller können über das Protokoll miteinander kommunizieren. Vergleichbar mit IEC 61850 ist auch hier die Übertragung per TCP/IP möglich.
Auch dieser Standard wurde auf die Kommunikation mit dezentralen Erzeugern erweitert und kann für die Kommunikation auf Feld- und Stationsebene eingesetzt werden. Beide Normen bedienen inzwischen identische Ebenen des Datenaustauschs, auch wenn der ursprüngliche Einsatzzweck unterschiedlich war.

Objektorientiertes Datenmodell
Wesentlicher Unterschied zwischen beiden Normen ist das zugrunde liegende Datenmodell. Während das 104er-Protokoll auf einem signalorientierten Datenmodell basiert nutzt IEC 61850 ein objektorientiertes Datenmodell.
In einem signalorientierten Datenmodell werden einzelne Signale, zum Beispiel eine Meldung, ein Messwert, ein Sollwert oder ein Befehl übertragen. Jedes Signal hat eine eindeutige Adresse, die sowohl dem Sender als auch dem Empfänger zur Kommunikation bekannt sein muss. Die Erstellung der Signalliste und die damit einhergehende ­Adresspflege sind für jede Anlage notwendig. Der ­Adressraum ist aufgrund der zur Verfügung stehenden Anzahl an Bytes eingeschränkt. Daten, die nicht in der ­Signalliste erfasst und über die Adressen identifiziert sind, sind nicht direkt abgreifbar. Sollten andere Daten benötigt werden, so ist eine Umparametrierung notwendig. Die Signale werden je nach Anforderung des Anwenders spontan, zum Beispiel bei ­Änderung eines Messwerts, oder zyklisch übertragen.
Beim objektorientierten Datenmodell werden mittels ­eines hierarchischen Informationsmodells die einzelnen Systemkomponenten in der Norm IEC 61850 als Einheiten beschrieben. Dabei definiert die Norm vorgegebene Funk­tionen als logische Knoten, beispielsweise einen Schutz, ­welche mittels definierter Datenobjekte und deren Datenattribute beschrieben werden. Die Datenobjekte sind in der Kommunikation zwischen den Teilnehmern eindeutig identifizierbar. Ändert ein Objekt einen Wert, zum Beispiel aufgrund eines neuen Messwerts, wird der neue Wert ereignisbasiert kommuniziert [5]. Die Systemkomponenten und deren Topologie lassen sich über die XML-basierte Substation Configuration Description Language (SCL) beschreiben. Diese können von außen abgefragt und als entsprechende Objekte semantisch identifiziert werden.

Flexibilität in der Kommunikationstechnik
Ein weiterer Unterschied zwischen der Norm IEC 61850 und dem 104er-Protokoll liegt in der logischen Trennung von Datenmodell und Kommunikationsprotokoll bei der IEC 61850. Im 104er-Protokoll erfolgt eine feste Adressierung, die unterliegende Kommunikation ist Master/Slave basiert, das heißt, eine Komponente überträgt ihre Daten als Slave zum Master oder wird vom diesem zyklisch abgefragt. In diesem Verfahren kann immer nur ein Teilnehmer Daten senden [6]. Eine Änderung ist nicht möglich. Anwendung und Kommunikationstechnik sind aneinander gebunden, soll eine neue Kommunikationstechnik eingesetzt werden, muss die Anwendung nachmodelliert werden.
Demgegenüber trennt die IEC 61850 Datenmodell und Kommunikation. Die Kommunikation kann per Client-Server oder Multicast realisiert werden und über ­verschiedene Kommunikationsprotokolle erfolgen. Werden neue Kommunikationsprotokolle und deren technische Umsetzung, wie Webservice, eingeführt, ist die Anwendung nicht betroffen. Über die durch die IEC 61850 gegebene Multicast-­Fähigkeit können Geräte zudem ihre Ad-Hoc-Zustands­änderungen untereinander kommunizieren und autonom auf diese Änderungen reagieren, ohne dass über eine Client-Server-Kommunikation eine zentrale Kommunika­tion erfolgen muss. Die IEC 61850 kann auch als Ersatz für das bisherige Rundsteuerverfahren eingesetzt werden.

Zusammenfassung des Vergleichs
In dem objektorientierten Datenmodell der IEC 61850 liegt der zukünftige Mehrwert begründet. Während das 104er-Protokoll in einem beschränkten Adressraum nur eine geringe Anzahl frei konfigurierbarer Datenbereiche bietet, liefert das objektorientierte Datenmodell einen deutlich größeren Spielraum an Datenelementen, sodass zukünftige Anforderungen problemlos umgesetzt werden können [6]. Über eine einheitliche XML-basierte Konfigurationssprache werden nicht nur einzelne Geräte, sondern auch komplette Systeme, wie eine Schaltanlage, standardisiert beschrieben. Diese Beschreibung liefern die Systeme bzw. ihre Komponenten als Selbstbeschreibung (ähnlich USB-Treiber im Computerbereich) mit und können so identifiziert werden. Entsprechend kann ein Plug-and-Automate der Komponenten realisiert werden, das heißt, eine neue Komponente wird in das System integriert, beschreibt sich über ihre SCL-Datei standardkonform selber, wird von den anderen Komponenten im System erkannt und nimmt automatisch am Gesamtsystem teil.
Die logische Trennung von Datenmodell und Kommunikationsprotokoll ist der zweite Vorteil der Norm IEC 61850. Während das 104er-Protokoll nur den zyklischen Austausch zuvor vorgegebener Daten erlaubt, können mittels IEC 61850 in einem uneingeschränkten Objektraum beliebige Objekte zwischen allen Teilnehmern kommuniziert werden [6].
Gleichzeitig ist das objektorientierte Datenmodell aber der Hauptgrund für den mangelnden Einsatz der Norm in Deutschland. Die Modellierung der Komponenten als Objekt ist zu Beginn der Einführung zeitaufwendiger als eine signalorientierte Modellierung beim 104er-Protokoll und nur lohnend, wenn mehrere physikalische Komponenten, zum Beispiel mehrere Ortsnetzstationen, durch das Modell beschrieben werden. Der punktuelle Einsatz der Norm in einzelnen Pilotprojekten kann das Potenzial nicht ausschöpfen, kommt so doch der durch Objektorientierung gegebene Mehrwert der Wiederverwendbarkeit nicht zum Zug. Zudem ist die Modellierung in IEC 61850 für viele Anwender aufgrund ihrer Objektorientierung neu, der Schulungsbedarf hoch und die unvollständige Übersetzung des Standards in die jeweiligen Landessprachen abschreckend [7].
Die Tabelle in Bild 4 fasst den Vergleich der beiden Normen zusammen. Für einen ausführlichen Vergleich der technischen Merkmale beider Standards sei auf den Beitrag „Comparison of IEC 60870-5-101/-103/-104 and IEC 60870-6-TASE.2 with IEC 61850“ [8] verwiesen.
Sollen in einem zukünftigen Energiesystem das intelligente Management dezentraler Einspeiser, eine weitgehend automatisierte Regelung des Stromnetzes oder die Ad-hoc-Integration neuer Komponenten im Sinne eines Plug-and-Automate-Prinzips möglich sein, bedarf es einer Überführung der alten 104er-Technik auf das moderne Datenmodell IEC 61850 sowie zukunftssicherer Kommunikationstechniken, wie XMPP oder OPC-UA.

Aktueller Einsatz und Nutzung des Standards
Die IEC 61850 wird von nahezu allen Herstellern im ­Bereich der Stationsleittechnik sowie der Schutztechnik genutzt. Erste Hersteller wie BTC, das Industriekonsortium „VHPready“ oder SMA nutzen zudem die Erweiterungen des Standards für die Entwicklung IEC-61850-konformer IT-Lösungen für das Einspeisemanagement oder die Fernabschaltung von PV-Anlagen (Bild 5). Zudem wird der Standard beispielsweise von BTC für die Steuerung und Überwachung von Offshore-Windparks eingesetzt. Beispielhaft werden in der Tabelle in Bild 6 drei Herstelleranzeigen aus dem Bereich der Stationsautomatisierung vorgestellt.Alle Hersteller bieten dem Anwender Werkzeuge für die Modellierung und damit Projektierung der Systemkomponenten. Alternativ übernehmen die Hersteller die Modellierung und den Betriebsservice im Auftrag des Kunden.
Mit Blick auf die Stationsautomatisierung setzen aktuell nur wenige deutsche Netzbetreiber die IEC 61850 ein. Die damalige E.ON Thüringer Energie AG hat beispielsweise bereits 2008 prototypisch in einem Umspannwerk der 110-kV-Ebene die Prozessdatenverarbeitung und -kommunikation in der Stations- und Feldebene mittels IEC 61850 realisiert [9]. Aufbauend auf diesen Erfahrungen erfolgt aktuell die Umsetzung eines weiteren Pilotprojekts in einem 110-kV-Umspannwerk der TEN Thüringer Energienetze GmbH. Netzregler mit Übertragungsprotokoll IEC 61850 der Maschinenfabrik Reinhausen werden seit einigen Jahren erfolgreich auf Verteilnetzebene bei verschiedenen Stadtwerken in D-A-CH-Raum eingesetzt.
Im Vergleich zum sehr verhaltenen Einsatz in Deutschland ist die IEC-61850-Konformität bereits jetzt ein Must-Have-Kriterium bei neueren Ausschreibungen für Netzleittechnik in der Türkei. Auch in privaten Arealnetzen von Industriebetrieben wird der Standard bereits genutzt [10].
Demgegenüber wird die IEC-61850-konforme Steuerung von Kleinstanlagen für virtuelle Kraftwerke sowohl von ­kleineren als auch größeren Unternehmen erprobt, beispielsweise in den E-Energy-Projekten „RegModHarz“ [11] und „eTelligence“ [12]. Das Industrieforum „VHPready“ ermöglicht die Nutzung beider Standards, das heißt, sowohl IEC 61850 als auch 60870-5-104 [13]. Italien hat die Norm IEC 61850 sogar für alle Betreiber regenerativer Einspeiser als verbindlich erklärt [10]. Somit kann eine einheitliche und standardkonforme Regelung zum Beispiel von Wirk- und Blindleistung aller im Netz angeschlossenen Erzeuger realisiert werden.

Empfehlungen für EVU
Der deutsche Markt tut sich schwer beim flächendeckenden Einsatz der IEC 61850. Auch wenn die Argumente für eine Einführung des Standards überzeugend sind, verbreitet sich die Norm in Deutschland für die Schutz- und Leittechnik nur schleppend. Die Zurückhaltung kleinerer Stadtwerke und Verteilnetzbetreiber liegt neben den beschriebenen individuellen Vorbehalten der Anwender insbesondere darin begründet, dass noch wenig „Intelligenz“ in der Fläche, zum Beispiel in Form von regelbaren Ortsnetzstationen, verbaut ist. Demgegenüber gewinnt die Norm über die Normreihe 61850-7-420 (Anbindung von dezentralen Erzeugern) an Fahrt, da hier die standardkonforme Integration dezentraler Anlagen in die virtuellen Kraftwerke ermöglicht wird.
Um die Energiesysteme der Digitalisierung zuzuführen und effizient zu betreiben, gilt ganz klar die Empfehlung die IEC 61850 mit ihrem objektorientierten Datenmodell und den flexiblen Übertragungsprotokollen zu verwenden. (mh)

Literatur
[1] Schmedes, T. (2009). Serviceorientierte Architekturen für ­dezentrales Energiemanagement. OlWIR.
[2] Uslar, M. (2010). Ontologiebasierte Integration heterogener Standards in der Energiewirtschaft. OlWIR.
[3] VDN. (2004). IEC 61850 – Anforderungen aus Anwendersicht. Berlin.
[4] Appelrath, H.-J., Kagermann, H., Mayer, C. (2012). Future Energy Grid – Migrationspfade ins Internet der Energie. ­Acatech.
[5] Wienecke, J. (10.07.2013). IEC 61850 verknüpft Energie- und Automatisierungsnetz. Abgerufen am 12.06.2015 von computer-automation.de: www.computer-automation.de/feldebene/vernetzung/artikel/98834/
[6] Moser, A., Dierkes, S., Larscheid, P., Maercks, M., Patzack, S., Vennegeerts, H., et al. (2015). Systemstudie zum Einspeisemanagement erneuerbarer Energien. Aachen.
[7] Bauer, T., Schossing, B. (2013). IEC 61850 – Eine kritische ­Bestandsaufnahme, Testaspekte und die FNN-Empfehlung „IEC 61850 aus Anwendersicht“. Omicron Anwendertagung.
[8] Schwarz, K. (2002). Comparison of IEC 60870-5-101/-103/-104 and and IEC 60870-6-TASE.2 with IEC 61850.
[9] Schulz, A., Dummer, H.-J. (24.09.2008). Vorgehensweisen und Erfahrungen mit der IEC 61850 bei der E.ON Thüringer Energie AG. Von vde.com: www.vde.com/de/Regionalorganisation/Bezirksvereine/Thueringen/Facharbeit%20regional/Arbeitskreise/Informationstechnik/Documents/MCMS/Schulz_IEC.pdf abgerufen
[10] Schwarzburger, H. (2013). Kommunikationsstandards der Netzbetreiber. In A. Stöcklhuber, R. Lüders, de-Jahrbuch 2014 – Photovoltaik (S. 254 – 261). München/Heidelberg:
Hüthig & Pflaum
[11] Winter, M. (2011). Schnittstellen und Kommunikations­protokolle. Abgerufen am 18.07.2015 von regmodharz.de: www.regmodharz.de/fileadmin/user_upload/bilder/Service/Arbeitspakete/Langfassung_1_4__3_1_Schnittstellen_und_Kommunikationsprotokolle.pdf
[12] Appelrath, H.-J., Beenken, P., Bischofs, L., Uslar, M. (2012). IT-Architekturentwicklung im Smart Grid. Springer Gabler.
[13] VHPready. (2015). VHPready 4.0 White Paper. Abgerufen am 18.07.2015 von vhpready.de: www.vhpready.de/download/vhpready-4-0-white-paper-english-version/
[14] ABB. (2010). ABB review – Special report IEC 61850. Abgerufen am 18.07.2015 von https://library.e.abb.com/public/ba5c0d1cacc015a7c12577840033f1a2/ABB_SR_IEC_61850_72dpi.pdf
[15] ABB. (03. 07.2014). Megatrend Digitalisierung. Abgerufen am 12.06.2015 von ABB.de: www.abb.de/cawp/seitp202/35a9a5b50da4fe78c1257d0a0053be62.aspx
[16] Alstom. (2012). IEC 61850 interoperability for advanced ­substation automation applications. Abgerufen am 18.07.2015 von alstom.com: www.alstom.com/Global/Grid/Resources/Documents/Automation/SAS/IEC%2061850%20standard.pdf
[17] Alstom. (2014). Agile, digital substations 2.0. Abgerufen am 18.07.2015 von alstom.com: www.alstom.com/Global/Grid/Resources/Documents/Automation/P60-P44T-P747/Alstom-Digital-Substation-Solution-EN.pdf
[18] Siemens. (2010). Effiziente Energie-Automatisierung mit
dem Standard IEC 61850 Anwendungsbeispiele. Abgerufen am 06.07.2015 von siemens.com/iec61850: http://www.downloads.siemens.com/download-center/Download.aspx?pos=download&fct=getasset&mandator=ic_sg&id1=DLA16_712
[19] Siemens. (2013). IEC 61850 … richtig betrachtet. Abgerufen am 06.07.2015 von siemens.com/iec61850: www.downloads.siemens.com/download-center/Download.aspx?pos=download&fct=getasset&mandator=ic_sg&id1=DLA16_700

Dr. Tanja Koch ist Gruppenleiterin Infrastruktur, Erzeugung und Handel in der F&E bei der EWE AG in Oldenburg. tanja.koch@ewe.de

Dr. Tanja Koch ist Gruppenleiterin Infrastruktur, Erzeugung und Handel in der F&E bei der EWE AG in Oldenburg. tanja.koch@ewe.de

Dr. Jörg Hermsmeier ist als als Abteilungsleiter Konzern Forschung & Entwicklung bei der EWE AG in Oldenburg tätig. joerg.hermsmeier@ewe.de

Dr. Jörg Hermsmeier ist als als Abteilungsleiter Konzern Forschung & Entwicklung bei der EWE AG in Oldenburg tätig. joerg.hermsmeier@ewe.de