Messen im intelligenten Verteilnetz

23.03.2021 – Die Situation in den Verteilnetzen wandelt sich mit hoher Dynamik. In Erlangen, Stuttgart und Düsseldorf haben die Netzbetreiber schon sehr frühzeitig gemeinsam mit Janitza messtechnische Konzepte für unterschiedliche Aufgabenstellungen umgesetzt.

Standardlastprofile, Schleppzeigerinstrumente und viel Erfahrung waren lange Zeit die wichtigsten Werkzeuge eines Verteilnetzbetreibers. Doch mit der Zunahme volatiler Einspeiser und neuartiger Lasten reicht das nicht mehr aus. „Ohne digitale und vernetzte Messtechnik sind die Verteilnetze kaum noch zu planen und zu betreiben“, sagt Rudolf Müller, Geschäftsführer der Janitza electronics GmbH, die als Lösungsanbieter zahlreiche Netzbetreiber in diesem Segment betreut. Die Herausforderungen sind dabei sehr vielfältig.

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Echtzeitmessungen im Stadtteil „Am Anger“ lieferten den Stadtwerken Erlangen die Grundlage für Simulationen des städtischen Netzes. Foto: Martin Witzsch, Erlangen

Wenige Daten für hohe Transparenz

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Foto: Martin Witzsch, Erlangen

So suchten die Stadtwerke Erlangen nach Lösungen, um mit einem Minimum an Messdaten ein möglichst genaues Bild des städtischen Netzes zu erhalten. Gemeinsam mit dem Lehrstuhl für Elektrische Energiesysteme (EES) verfolgten die Erlanger Stadtwerke (ESTW) einen innovativen Ansatz: Anhand hochauflösender Messdaten eines Stadtteils wurden Verfahren entwickelt, um mit wenigen, geschickt gewählten Messpunkten und entsprechenden Algorithmen den Zustand des gesamten Netzes hinreichend genau zu simulieren.

Für das Pilotprojekt wurde der Stadtteil „Am Anger“ gewählt. Neben Mehrfamilienhäusern einer Wohnungsbaugesellschaft gibt es dort überdurchschnittlich viele PV-Anlagen und einige besondere Verbraucher: eine Tankstelle, ein Studentenwohnheim und die Straßenbeleuchtung. Der Peak der PV-Anlagen im Sommer ist mit 820 kW fast genau so groß wie die Lastspitze von 834 kW im Winter. An sonnigen Tagen treten Rückspeisungen bis in die übergeordnete Netzebene auf. „Dies unterstreicht die Bedeutung der ganzjährigen und kontinuierlichen Messung“, sagt Rudolf Müller. „Die klassische Netzplanung auf Basis der Winterstarklast ist für Netze heutzutage nicht mehr ausreichend.“

Um das Gebiet genau zu erfassen, verbaute die ESTW nicht nur in den Trafostationen geeignete Messtechnik, wie den UMG 511 Netzanalysator als Master und UMG 103 als Slave-Geräte. Auch sämtliche Kabelverteilerschränke wurden mit einem zusätzlichen Messschrank ausgerüstet. Die Abgriffe an Wandlern wurden über Sicherungen geführt und durch ein Rohr an der Rückseite des Schrankes in den Messschrank geleitet.

Mit dieser Technik wurden die Lastflüsse von zwei Jahren lückenlos im Minutentakt erfasst – so waren selbst kurze Schwankungen in der PV-Einspeisung, etwa bei bewölktem Himmel, aufzulösen. Im Ergebnis standen aussagekräftige Datensätze als Ausgangspunkt für exakte Simulationen des Geschehens im Netz und die Identifikation repräsentativer Messstellen für die Zustandsbewertung.

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Für Stuttgart Netze entwickelte Janitza eine mobile Messlösung, mit der sämtliche Energieflüsse, Blindleistung, Oberschwingungen und Rückspeisungen in Echtzeit erfasst werden können: Erstmals angewandt wurde die Lösung beim Volksfest Cannstadter Wasen. Foto: Martin Witzsch, Erlangen

Energieerfassung to go

Auch die Stuttgart Netze Betrieb GmbH wollte genaue Informationen über das Verteilnetz gewinnen. Im Fokus stand dabei zunächst der Cannstatter Wasen, eines der größten Volksfeste Europas mit einem Verbrauch von 1.760.000 kWh elektrischer Energie. Kritische Verbraucher sind hier speziell die großen Fahrgeschäfte, die nicht nur viel Energie benötigen, sondern das Netz zusätzlich mit Blindleistung, Oberschwingungen und Rückspeisung belasten. Um die vorhandenen Kapazitäten im Netz optimal zu nutzen, führte die Stuttgart Netze Betrieb GmbH schon 2015 eine genaue Echtzeit-Analyse der Energieflüsse durch.

Dazu entwickelten die Stuttgart Netze und Janitza gemeinsam mobile Messboxen. Diese erfassten sekundengenau sämtliche Lastflüsse in den zehn Ortsnetzstationen des Festgeländes, auf der einen Seite an der Einspeisung vom Trafo zur Sammelschiene, auf der anderen Seite an den Niederspannungsabgängen – bei letzteren vierpolig. Das ist wichtig, denn nur durch die Messung am PEN-Leiter lassen sich Blindströme beziehungsweise Rückspeisungen identifizieren.

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Foto: Martin Witzsch, Erlangen

Alle Messungen erfolgten über Klappwandler, die sich im laufenden Betrieb ohne eine Unterbrechung des Leiters sicher montieren und wieder entfernen lassen. Herzstück jedes Messkoffers ist wahlweise ein Klasse A Messgerät UMG 512 Pro oder ein UMG 96RM-E. Mit diesen lässt sich die Spannungsqualität im Netz erfassen sowie alle Daten dokumentieren. Unter dem Hauptgerät sind zwei Messgeräte vom Typ UMG 20CM eingebaut, die über je 20 Stromeingänge verfügen.

Die Technologie und die gewonnenen Messdaten erwiesen sich als sehr wertvoll sowohl für die Stabilität des Mittel- und Niederspannungsnetzes als auch für die Wiederversorgung: Drohende Engpässe lassen sich genauso erkennen wie akute technische Probleme oder schleichende Veränderungen. Auch die Bierzeltbetreiber waren an den Daten interessiert und bereit, dafür zu zahlen. Da die Zelte ohnehin einen eigenen Abgang in der Umspannstation benötigen, konnte die Stuttgart Netze ihnen diesen Service bieten. Mittelfristig planen Stuttgart Netze und die Netze BW, die Messtechnik flächendeckender einzusetzen.

Effizienter Service für Trafostationen

In Düsseldorf waren vor allem Entstörungsprozesse und Zustandsschätzungen die Treiber für die messtechnische Aufrüstung. Von den rund 2.500 Netzstationen in Düsseldorf sind 1.500 so genannte Kellerstationen in Wohngebäuden. Fällt ein Strang aus, betrifft das ein halbes Dutzend oder mehr Stationen. Sind diese noch mit Kurzschlussanzeigern ohne Fernübertragung ausgerüstet, muss der Schaltmeister eine Station nach der anderen abfahren, bis er die angesprochenen Anzeiger findet. Eine digitale und vernetzte Messtechnik würde den Entstörungsprozess erheblich beschleunigen.

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In Düsseldorf unterstützt die digitale Messtechnik in 350 ONS die Wartungs- und Serviceprozesse des Netzbetreibers. Foto: Martin Witzsch, Erlangen

Im Jahr 2015 starteten die Düsseldorfer daher ein größeres Erneuerungsprogramm: 250 Stationen sollten mit neuer Messtechnik ausgestattet werden. Für die Hardware fiel die Wahl auf Janitza Messgeräte des Typs UMG 96RM-E. Neben der Messtechnik waren für diesen Einsatz besonders die Schnittstellen interessant: auf der einen Seite Modbus für den Anschluss an das Kommunikationsmodem, auf der anderen Seite ein direkter Eingang für analoge Kurzschlussanzeiger. Zur Infrastruktur gehören auch ein Kommunikationsschrank für ein Modem, die 24V-Spannungsversorgung und eine Pufferbatterie, die einen Netzausfall von einer Stunde überbrücken kann.

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Foto: Martin Witzsch, Erlangen

Inzwischen sind rund 350 Messgeräte von Janitza installiert. Die Netzgesellschaft Düsseldorf treibt den Ausbau voran und erwägt weitere Anwendungen, wie beispielsweise den Temperaturverlauf des Trafos über den PT100-Eingang zu erfassen. Daraus könnte man beispielsweise Rückschlüsse auf das Alterungsverhalten erzielen.

Die neue Messtechnik bringt auch Vorteile in der Netzplanung, die sich durch die Interpretation von Einzelstromwerten verbessern lässt. Wenn eine Station bei einer Wartungsschaltung die Leistung einer anderen mit übernimmt, hat sie rasch anstatt der normalen 200 kVA plötzlich 600 kVA. Bei digitalen Geräten mit Speichern lässt sich anhand der Historie einer Station erkennen, ob ein Peak mit so einer Wartungsschaltung zusammentrifft oder zyklisch auftritt, etwa durch ein Volksfest.

Durch Digitalisierung der Netzstationen bekommt die Netzgesellschaft Düsseldorf die nötigen Informationen und ist für die unterschiedlichsten Szenarien gerüstet.

Treiber der Entwicklung

„Die Beispiele zeigen, wie vielfältig die Anforderungen sind, die an Janitza herangetragen werden“, fasst Geschäftsführer Müller zusammen. „Und wir reagieren nicht nur, sondern treiben die Technologie aktiv voran.“ Die Software GridVis wird ständig erweitert, um die gewonnenen Daten auszuwerten, zu verteilen und zu dokumentieren. Zum Thema EEG-Umlage beraten Techniker und spezialisierte Juristen die Anwender in Seminaren, Präsenzveranstaltungen und Webinaren. Und last but not least wird das Produktspektrum in Richtung Blindleistungskompensation ausgebaut. (pq)

Janitza electronics GmbH
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www.janitza.de

Martin Witzsch (freier Journalist)
info@witzsch.com
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