SPS vs. RTU: Welche Unterschiede gibt es bei der Fernüberwachung?

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Lucas Moreau
Lucas Moreau
OT/IT-Netzwerkingenieur

Bei Projekten zur industriellen Fernüberwachung taucht häufig die Frage auf: Braucht man eine SPS oder eine RTU? Diese beiden Gerätetypen werden oft verwechselt und manchmal synonym verwendet, obwohl sich ihre Konstruktionsprinzipien grundlegend unterscheiden. Dieses Verständnis ist entscheidend für die Wahl der geeigneten Architektur – und um eine überdimensionierte oder leistungsschwache Lösung zu vermeiden.

Dieser umfassende Leitfaden erläutert die Definitionen, vergleicht die beiden Technologien anhand der für die Fernüberwachung entscheidenden Kriterien und erklärt, wann und wie die jeweilige Technologie über SCADA, 4G LTE oder eine IIoT-Cloud-Plattform überwacht werden kann.

Was ist eine SPS (API)?​

Definition​

Eine SPS (Speicherprogrammierbare Steuerung), auf Französisch API (Automate Programmable Industriel) genannt, ist ein robuster Industriecomputer, der dafür ausgelegt ist, in Echtzeit ein Steuerungsprogramm für einen lokalen industriellen Prozess auszuführen. Ihre Hauptaufgabe besteht darin, physikalische Eingänge (Sensoren, Taster, Durchflussmesser) auszulesen, eine Steuerungslogik auszuführen und physikalische Ausgänge (Stellantriebe, Ventile, Motoren) in einer deterministischen und wiederholbaren Zeit zu ansteuern.

Im Gegensatz zu einem Allzweckcomputer ist die SPS dafür ausgelegt, rund um die Uhr, sieben Tage die Woche, in anspruchsvollen industriellen Umgebungen zu arbeiten: Vibrationen, elektromagnetische Störungen, extreme Temperaturen, Feuchtigkeit. Ihre Zuverlässigkeit wird durch eine spezielle Hardwarearchitektur und ein Echtzeitbetriebssystem (RTOS) gewährleistet.

Der Scan-Zyklus​

Die Funktionsweise einer SPS basiert auf einem Abtastzyklus, der sich endlos wiederholt:

  1. Einlesen der Eingänge — Die SPS abtastet alle ihre physikalischen Eingänge und kopiert sie in die Eingangsbildtabelle.
  2. Programmausführung — Der Prozessor führt das Anwenderprogramm aus (Ladder, FBD, Structured Text, SFC gemäß IEC 61131-3).
  3. Aktualisierung der Ausgänge — Die Ergebnisse werden auf die physikalischen Ausgänge geschrieben, um die Geräte anzusteuern.
  4. Systemaufgaben — Diagnose, Kommunikation, Zeitstempelung.

Die Zykluszeit liegt in der Regel zwischen 1 ms und 100 ms, je nach Komplexität des Programms und des Steuerungsmodells. Sicherheitsanwendungen (SIL 2/3) erfordern Zykluszeiten von unter 10 ms mit einem Hardware-Watchdog.

Typische Beispiele für SPSen​

  • Siemens: S7-1200 (kompakt, TIA Portal, natives Modbus-TCP), S7-1500 (Hochleistungsmodell, integriertes OPC-UA), S7-300/400 (ältere Modelle, die nach wie vor weit verbreitet sind)
  • Schneider Electric: Modicon M340 (Mittelklasse), M580 (Ethernet-basiert, OPC-UA, Redundanz), Modicon Quantum (hohe Verfügbarkeit für Energie/Petrochemie)
  • Allen-Bradley (Rockwell): CompactLogix (vielseitig, natives EtherNet/IP), ControlLogix (Hochleistung, redundantes Chassis), MicroLogix (Einstiegsklasse)
  • Mitsubishi Electric: MELSEC iQ-R, MELSEC-F (FX) – weit verbreitet in der Automobil- und Pharmaindustrie
  • Beckhoff: CX/BX-Baureihe (PC-basierte Automatisierung, EtherCAT, OPC-UA, TwinCAT)

Typische Anwendungsbereiche​

Automobil-Fertigungslinie, Verpackungsmaschine, Roboterzelle, mehrachsiges Förderband, Lebensmittelverarbeitungsprozess mit Rezepturverwaltung, komplexe Abwasseraufbereitungsanlage mit Mehrkreis-Regelung, pharmazeutische Maschine gemäß FDA 21 CFR Part 11. Das gemeinsame Merkmal: eine komplexe Logik, die lokal und in Echtzeit ausgeführt werden muss, ohne von einem Fernbefehl abhängig zu sein.

Was ist ein RTU?​

Definition​

Eine RTU (Remote Terminal Unit – Fernterminal), im Französischen manchmal auch als Fernsteuerungsautomat bezeichnet, ist ein Gerät, das dazu dient, Anlagen an entfernten Standorten zu überwachen und zu steuern und die Daten an ein zentrales Überwachungssystem (SCADA, MTU) zu übertragen. Seine lokale Rechenleistung ist bewusst begrenzt; seine Stärken liegen in der Fernkommunikation, der Ausfallsicherheit bei Netzwerkunterbrechungen und dem geringen Stromverbrauch.

Eine RTU ist die typische Feldkomponente von SCADA-Architekturen (Supervisory Control and Data Acquisition). Während die SPS vor Ort Entscheidungen trifft, leitet die RTU die Informationen an eine zentrale Steuerstelle weiter.

Funktionsweise​

Die RTU überwacht ihre Eingänge (4–20 mA, Schaltzustände, Impulszählung), versieht die Werte lokal mit einem Zeitstempel und überträgt sie – periodisch oder ereignisgesteuert – über das WAN (Funk, 4G, Glasfaser) an den zentralen SCADA-Server. Bei einem Kommunikationsausfall speichert die RTU die Daten mit präzisem Zeitstempel im Puffer und überträgt sie nach Wiederherstellung der Verbindung gebündelt. Diese Funktion der zeitgestempelten Speicherung ist in vielen Leistungsbeschreibungen für die Wasser-, Energie- und Gasversorgung vorgeschrieben.

Anwendungsbereiche​

Die RTUs werden in geografisch verteilten Infrastrukturen eingesetzt:

  • Wasserversorgung und Abwasserentsorgung: Pumpwerke, Behälter, Kläranlagen. Messung von Durchfluss, Druck, Füllstand und Pumpenzustand.
  • Stromnetze: Hochspannungs- und Mittelspannungs-Umspannwerke, Transformatorenstationen, netzunabhängige Wind- und Solarparkanlagen.
  • Gas- und Kohlenwasserstofftransport: Übergabestationen, Kompressorstationen, Fernmessung, Pipelineüberwachung.
  • Landwirtschaft und Bewässerung: Steuerung von Bewässerungsventilen, Wettermessungen, entfernte Feldsensoren.
  • Straßenbeleuchtung: Schaltschränke, Dimmung, Verbrauchsdatenerfassung.
  • Umwelt: Luftqualitätsmessstationen (PM2,5, NO₂, O₃), hydrologische Durchflussmessung.

Das Hauptmerkmal: Die RTU ist ein Satellitengerät, das an einem unbewachten Standort installiert wird und dessen Aufgabe darin besteht, den Betriebszustand der Anlage an eine zentrale Leitstelle zu übermitteln.

Vergleichstabelle: SPS vs. RTU​

KriteriumSPS (API)RTU
RechenleistungHoch – Zyklus 1–100 ms, komplexe AblauflogikGering bis mittel – einfache Verarbeitung, Schwellenwerte, Alarme
E/A-SchnittstellenModulare digitale und analoge E/A, hohe DichteAnalog 4–20 mA, digitale Ein-/Ausgänge, Impulszählung, Messung
Native ProtokolleModbus TCP/RTU, OPC-UA, PROFIBUS, EtherNet/IP, PROFINETModbus RTU, DNP3, IEC 60870-5-101/104, IEC 61968
StromverbrauchMittel bis hoch – stabilisierte 24-V-DC-VersorgungGering – für Solar-/Batteriebetrieb ausgelegt
UmgebungsbeständigkeitIndustrieausführung, temperaturgeregelter SchaltschrankUnbewachte Standorte, extreme Kälte, Hitze, hohe Luftfeuchtigkeit
Typische AnwendungLokale Steuerung und Regelung, Maschinen, ProduktionslinienFernüberwachung, SCADA-Systeme für Wasser/Energie, abgelegene Standorte
Preisspanne500 € bis 20.000 € je nach Leistung und E/A200 € bis 3.000 € je nach E/A und Protokollen
ProgrammierumgebungIEC 61131-3 (LD, FBD, ST, SFC) – AutomatisierungsingenieurVereinfachte Parametrierung oder Herstellersprache – Fernsteuerungstechniker
FernkommunikationOPC-UA, Modbus TCP, über Gateway oder COM-ModulDNP3, IEC 104, natives Modbus RTU über 4G / Funk / Satellit
Redundanz / Offline-PufferEingeschränkt – dafür ausgelegt, ständig verbunden zu bleibenNativ – zeitgestempelte Speicherung bei Netzwerkausfall

Wann sollte man sich für eine SPS entscheiden?​

Die SPS ist die richtige Wahl, wenn die folgenden Kriterien erfüllt sind:

Komplexe lokale Logik. Wenn Ihre Anlage eine mehrstufige Ablaufsteuerung, eine PID-Regelung mit mehreren Regelkreisen, eine Rezepturverwaltung, eine Koordination mehrerer Stellantriebe oder eine SIL-Sicherheitslogik erfordert, verfügt nur eine SPS über die erforderliche Rechenleistung und die passende Entwicklungsumgebung.

Kritische Reaktionszeit. Ein Förderband, das einen Stau innerhalb von 10 ms erkennen und die Linie abschalten muss, kann sich nicht auf einen Befehl aus der Cloud verlassen. Die SPS trifft die Entscheidung lokal, in Echtzeit und ohne Abhängigkeit vom Netzwerk.

Kontrollierte Umgebung. Die Anlage ist in einem Werkstatt-Schaltschrank mit stabilisierter Stromversorgung und temperaturgeregelter Umgebung installiert. Die Einschränkungen hinsichtlich extremer Kälte, Batteriebetrieb oder unbewachtem Standort gelten hier nicht.

Konkrete Beispiele:

  • Schweißroboter in einer Automobilfertigungslinie: Die SPS steuert die Synchronisation der Achsen, die Schweißsequenz und die Sicherheitsverriegelungen in weniger als 5 ms.
  • Verpackungsmaschine für pharmazeutische Produkte: Steuerung des Produktflusses, Wiegen, Etikettieren und Rückverfolgbarkeit gemäß FDA-Vorgaben.
  • Kläranlage (STEP) für 100.000 Einwohnerwerte: Mehrkreis-Regelung der 6 Becken, Befüllungs-/Entleerungsabläufe und Steuerung der Luftdruckerhöhungsanlagen.

Wann sollte man sich für eine RTU entscheiden?​

Unbeaufsichtigte Standorte. Eine Hebeanlage in 40 km Entfernung von der Leitstelle, die über ein Stromaggregat mit Notstrombatterie versorgt wird und sich in einem Schacht oder einem Raum ohne Klimaanlage befindet. Die RTU ist für diese Gegebenheiten ausgelegt.

Zahlreiche Messstellen. Ein Wasserversorgungsnetz kann 200 Pumpstationen und 500 Messpunkte umfassen. Der Einsatz von SPSen an jedem einzelnen Standort wäre zu kostspielig und überdimensioniert. RTUs, die kostengünstiger und einfacher für die Fernüberwachung zu konfigurieren sind, sind daher die naheliegende Wahl.

Native SCADA-Protokolle. Wenn Ihr zentrales SCADA-System DNP3 oder IEC 60870-5-104 unterstützt – Protokolle, die für die Fernverwaltung mit Zeitstempel, Ereignisabfolgen und intermittierender Kommunikation konzipiert sind –, dann implementiert eine RTU diese Protokolle nativ, während eine SPS ein zusätzliches Gateway benötigt.

Autonomie bei Stromausfall. Die RTU speichert die Messwerte lokal mit präzisem Zeitstempel und überträgt sie gebündelt, sobald die Kommunikation wiederhergestellt ist. Diese Funktion ist in vielen Leistungsbeschreibungen für die Wasser- und Energieversorgung vorgeschrieben.

Konkrete Beispiele:

  • Netzwerk aus 80 Luftqualitätsmessstationen: Übertragung der PM2,5-, NO₂- und O₃-Werte alle 15 Minuten über 4G an den zentralen Server.
  • Gasversorgungsstationen: RTU nach IEC 101 über Festnetzverbindung, anschließend Umstellung auf IEC 104 über IP, Überwachung durch die Leitstelle.
  • Landwirtschaftliche Bewässerung auf 500 ha: RTUs an jedem Sektorventil, gesteuert von der Betriebszentrale aus.

Fernüberwachung einer SPS​

Die Fernüberwachung einer SPS basiert auf dem Abruf von Prozessvariablen und deren Übertragung an ein zentrales Überwachungssystem oder eine Cloud-Plattform. Je nach SPS-Generation kommen verschiedene Methoden zum Einsatz.

OPC-UA: Die empfohlene Methode für moderne SPSen​

Aktuelle Steuerungen (Siemens S7-1500, Schneider Modicon M580, Beckhoff TwinCAT, Allen-Bradley ControlLogix 5380) verfügen über einen integrierten OPC-UA-Server. Das IoT-Gateway oder das SCADA-System stellt eine Verbindung als OPC-UA-Client her, abonniert die gewünschten Knoten und erhält die Aktualisierungen in Echtzeit oder bei Wertänderungen.

Vorteile: integrierte Sicherheit (TLS, Zertifikate, Authentifizierung), reichhaltige Semantik (Datentypen, Einheiten), herstellerübergreifende Interoperabilität.

Typische Konfiguration: Endpunkt opc.tcp://[IP-PLC]:4840, Namespace-Index 2 (Siemens), Authentifizierung per Benutzername/Passwort oder Client-Zertifikat.

Modbus TCP: die universelle Methode​

Modbus TCP wird von nahezu allen modernen SPSen und von vielen älteren Modellen über Kommunikationsmodule unterstützt (CP343 für Siemens S7-300, NOE 771 für Schneider Quantum). Das IoT-Gateway fragt alle N Sekunden die Modbus-Register ab und überträgt die Werte in die Cloud.

Vorteile: vollständige Universalität, einfache Konfiguration, wird von allen SCADA-Systemen unterstützt. Nachteil: aktives Polling (keine Benachrichtigung bei Ereignissen), keine integrierte Sicherheit (muss über VPN geschützt werden).

IoT-Gateway über RS-485 (Modbus RTU)​

Bei SPSen ohne Ethernet oder mit ausschließlich serieller Schnittstelle (Siemens S7-200, ältere Modicon-Modelle) wird das Eziwan-Gateway über Modbus RTU an den RS-485-Anschluss der SPS angeschlossen und überträgt die Daten in die Cloud. Transparent für das SPS-Programm, keine Codeänderungen erforderlich.

Fernzugriff über VPN für Wartungszwecke​

Zur Diagnose und Wartung greift der Ingenieur von seinem Arbeitsplatz aus über einen VPN-Tunnel auf die SPS zu. Er sieht die SPS so, als befände sie sich im lokalen Netzwerk: TIA Portal für eine S7, Unity Pro für eine Modicon, Studio 5000 für eine ControlLogix. Keine offenen Ports auf der Seite der Industrieanlage – Zero-Inbound-Port-Architektur.

Fernüberwachung einer RTU​

Die Fernüberwachung ist der Hauptzweck der RTU. Die verwendeten Protokolle wurden von Anfang an für Fernverbindungen über WANs und für zeitweise unterbrochene Verbindungen konzipiert.

DNP3: Das Protokoll der nordamerikanischen Versorgungsunternehmen​

DNP3 (Distributed Network Protocol 3) ist das in Nordamerika vorherrschende Fernsteuerungsprotokoll für Stromnetze und Wasserversorgungssysteme. Es unterstützt von Haus aus intermittierende Kommunikation, präzise Zeitstempel für Ereignisse, Ausnahmemeldungen (die RTU sendet nur, wenn sich der Wert ändert) sowie Datenklassen (Klassen 0, 1, 2, 3 zur Priorisierung kritischer Alarme).

Eine DNP3-RTU verbindet sich über TCP/IP (DNP3 über IP) oder über eine serielle Funkverbindung mit dem SCADA-Master. Bei einer 4G-Verbindung baut die RTU eine DNP3-TCP-Sitzung zum Master-Server auf (Standardport 20000).

IEC 60870-5-104: die europäische Norm​

IEC 60870-5-101 (serielle Version) und IEC 60870-5-104 (TCP/IP-Version) sind die in Europa vorherrschenden Fernsteuerungsstandards, insbesondere für Strom- und Wasserversorgungsnetze in Frankreich. IEC 104 ist der De-facto-Standard für neue Installationen: Die RTU baut eine TCP-Verbindung zum SCADA-Master über Port 2404 auf und überträgt die Daten im Spontandomodus oder als Antwort auf allgemeine Abfragen.

Modbus RTU über 4G​

Bei einfacheren Installationen oder bestehenden Anlagen überträgt eine RTU ihre Daten über Modbus TCP, eingekapselt in einem VPN-Tunnel über 4G. Das 4G-Gateway erstellt einen VPN-Tunnel zum zentralen SCADA-System; das SCADA-System fragt die RTU ab, als befände sie sich im lokalen Netzwerk.

Anwendungsbeispiel: Ein Wasserverband überwacht 45 Pumpstationen über ein zentrales SCADA-System. Jede Station verfügt über eine RTU mit 8 analogen 4–20-mA-Eingängen (Durchfluss, Druck, Füllstand), 16 digitalen Eingängen (Pumpenzustände, Alarme), 4 digitale Ausgänge (Pumpensteuerung) sowie eine IEC-104-Kommunikation über 4G-LTE mit Failover auf eine zweite SIM-Karte. Das SCADA-System fragt jede RTU alle 5 Minuten ab und empfängt Alarme im Spontandomodus in weniger als 10 Sekunden.

Die Konvergenz von SPS und RTU im IIoT​

Die Grenzen zwischen SPS und RTU verschwimmen seit etwa zehn Jahren unter dem Einfluss des IIoT:

Moderne SPSen verfügen über integrierte RTU-Funktionen. Die Modicon M262, die Siemens S7-1500T oder die CompactLogix 5380 verfügen über native Cloud-Schnittstellen (MQTT, OPC-UA über MQTT), lokale Speichermöglichkeiten und Fernwartungsprotokolle. Eine S7-1500 mit IoT-Gateway kann die Rolle einer leistungsstarken RTU übernehmen.

Moderne RTUs verfügen über integrierte SPS-Logik. Geräte wie der Schneider Electric SCADAPack 470i oder der Wago 750-8207 bieten eine Rechenleistung und eine Programmierumgebung nach IEC 61131-3, die mit kompakten SPSen vergleichbar sind, und unterstützen dabei weiterhin die nativen Fernsteuerungsprotokolle (DNP3, IEC 104) beibehalten.

Edge-Computing lässt die Grenzen verschwinden. Der Trend geht zu vielseitigen „Edge-Controllern“, die fortschrittliche lokale Verarbeitung (maschinelles Lernen anhand von Sensordaten, Erkennung von Anomalien), Multiprotokoll-Kommunikation und gleichzeitige Cloud-Überwachung ermöglichen – und so das Beste aus beiden Welten vereinen.

Praktische Empfehlung. Bei neuen Installationen spielt die Unterscheidung zwischen SPS und RTU eine immer geringere Rolle. Das entscheidende Kriterium lautet: Benötigen Sie lokale Echtzeitlogik (→ SPS), Fernverwaltung an einem entfernten Standort mit Utility-Protokollen (→ RTU) oder beides (→ Edge-Controller)? In jedem Fall erfolgt die Fernüberwachung heute über ein IoT-Gateway, das das Feldprotokoll abstrahiert und eine standardisierte Cloud-API bereitstellt.

Checkliste zur Auswahl zwischen SPS und RTU​

Beantworten Sie bei jedem neuen Projekt diese 5 Fragen der Reihe nach:

1. Gibt es eine komplexe lokale Steuerungslogik?
   (Ablaufsteuerung, PID-Regelung, SIL-Sicherheit)
   OUI → PLC obligatoire
   NON → continuer

2. Ist der Standort abgelegen, unbewacht und die Stromversorgung ungewiss?
   OUI → RTU ou edge controller
   NEIN → SPS, falls lokale Logik erforderlich ist, andernfalls einfaches IoT-Gateway

3. Gibt es bestimmte Utility-Protokolle (DNP3 oder IEC 60870), die einzuhalten sind?
   OUI → RTU avec protocol natif
   NEIN → Modbus-+MQTT-IoT-Gateway reicht aus

4. Le budget par site est-il < 1 000 € ?
   JA → Einfaches RTU oder IoT-Gateway
   NEIN → SPS mit IoT-Gateway für die Cloud-Überwachung

5. Benötigen Sie sowohl lokale Logik als auch SCADA-Fernverwaltung?
   JA → Edge-Controller (Hybrid) mit den Protokollen IEC 61131-3 + DNP3/IEC 104
   NEIN → Einzweck-Lösung gemäß den Antworten 1–4

Hybride SPS- und RTU-Architektur in einer komplexen Anlage​

In vielen realen Industrieanlagen werden beide Anlagen parallel betrieben und ergänzen sich dabei in ihren Funktionen:

In dieser Konfiguration:

  • Die S7-1500-SPS übernimmt die Echtzeitregelung der Belüftungsbecken sowie die Befüllungs- und Entleerungsabläufe – eine Logik, die eine RTU nicht ausführen könnte.
  • Die RTU SCADAPack gewährleistet die Fernverwaltung zum regionalen SCADA-System (IEC 104) mit präziser Zeitstempelung der Ereignisse und einem 30-Tage-Puffer – optimierte native Funktionen.
  • Das Eziwan-Gateway bündelt beide Datenquellen, überträgt sie per MQTT in die Cloud und bietet einen VPN-Zugang für die Wartung vom Büro aus.

Drei Geräte, drei unterschiedliche Funktionen, eine einzige einheitliche Überwachungsplattform.

FAQ​

Was ist der wesentliche Unterschied zwischen einer SPS und einer RTU?​

Die SPS ist ein Industriecomputer, der dafür ausgelegt ist, komplexe Steuerungs- und Regelungslogik vor Ort mit Zykluszeiten von 1 bis 100 ms auszuführen. Die RTU ist ein Fernüberwachungsgerät, das dazu dient, Daten an einem entfernten Standort zu erfassen und an eine Leitstelle zu übertragen. Die SPS trifft die Entscheidungen, die RTU leitet die Informationen weiter. Beide können in derselben Anlage nebeneinander bestehen: Die SPS steuert die Maschine vor Ort, die RTU leitet die Daten an das zentrale SCADA-System weiter.

Kann man eine SPS und eine RTU über dieselbe Plattform fernüberwachen?​

Ja. Ein industrielles IoT-Gateway wie das Eziwan Gateway unterstützt nativ Modbus RTU/TCP (für SPSen), DNP3 und IEC 60870-5-104 (für RTUs) sowie OPC-UA für moderne Steuerungen. Es bündelt alle diese Quellen auf einer einzigen Cloud-Plattform, unabhängig von den Feldgeräten. Dies ist der empfohlene Ansatz für gemischte SPS-/RTU-Bestände.

Welches Protokoll sollte für den Fernzugriff auf eine SPS verwendet werden?​

  • OPC-UA: empfohlen für moderne SPSen (S7-1500, M580, Beckhoff). Integrierte Sicherheit, umfangreiche Semantik, Interoperabilität.
  • Modbus TCP: universell einsetzbar, kompatibel mit allen modernen und älteren SPSen. Einfach zu konfigurieren, über VPN absicherbar.
  • Modbus RTU über RS-485: für SPSen ohne Ethernet oder nur mit serieller Schnittstelle. Über lokales Gateway.
  • Direkter VPN-Zugriff: Für Wartung und Diagnose greift der Techniker über seine native Software (TIA Portal, Unity Pro) durch einen VPN-Tunnel auf die SPS zu.

RTU oder SPS für die Wasser- und Abwasserwirtschaft?​

Für Anlagen zur Fernüberwachung der Wasserversorgung (isolierte Pumpstationen, Behälter, Messstellen) ist die RTU nach wie vor die optimale Wahl: native DNP3/IEC 104-Protokolle, geringer Stromverbrauch für Solar- und Batterieversorgung, Speicherung mit Zeitstempel, Robustheit an unbewachten Standorten. Bei komplexen Kläranlagen (Kläranlagen mit Mehrkreisregelung) steuert eine SPS den Prozess vor Ort, während eine RTU oder ein IoT-Gateway die Datenübertragung an das zentrale SCADA-System gewährleistet.

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Weitere Ressourcen​