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Kupfer und Köpfchen
Um die Energiewende zu stemmen, braucht es neben dem massiven Ausbau der Erneuerbaren erhebliche Anstrengungen in den Stromübertragungs- und -verteilnetzen: Ausbau und Verstärkung sind ebenso gefordert wie ein Digitalisierungsschub für die Netze – auch und speziell in den unteren Spannungsebenen. Verbesserungen der Transparenz zahlen hier nicht nur auf die Planung und Netzführung, sondern unmittelbar auch auf die Effizienz der Wartung ein. Zahlreiche Hard- und Softwarelösungen sind verfügbar, der „Digitale Zwilling“ von Verteilnetzen und Betriebsmitteln rückt in greifbare Nähe. Mit zunehmender Dezentralisierung der Erzeugung und der Elektrifizierung der Sektoren Verkehr und Wärme sind für das Ausbalancieren der Netze aber auch ganz neue Prozesse und Marktmechanismen gefragt, die Physik und Bilanz noch enger verzahnen. Redispatch 2.0 muss sich noch bewähren und mit Redispatch 3.0 auf die Vielzahl von Kleinstgeräten und -anlagen hinter dem intelligenten Messsystem ausgeweitet werden, die Ausgestaltung der Netzentgelte sollte überdacht werden. Seitens der Politik werden die Herausforderungen erkannt und angegangen – das ist eine gute Nachricht. Bleibt zu hoffen, dass es schnell genug geht. (pq)
Netzmanagement und Metering
Zukunftssicher steuern, messen und kommunizieren
Mit der Funk-Rundsteuerung hat EFR über 30 Jahre hinweg ein Know-how aufgebaut, von dem Kunden auch bei modernen, bidirektionalen Lösungen profitieren. Denn ob die Kommunikation über Langwelle, 450 MHz, Mobilfunk oder Breitband-Powerline erfolgt – der sichere, zuverlässige Datenaustausch hat Priorität. Daher umfasst die EFR-Lösungswelt heute zusammen mit den Geräten der Smart-Energy-Familie und passenden Softwarelösungen alle relevanten Bausteine für Netzbetreiber und Messdienstleister, um zukunftssicher Strom zu messen, Anlagen zu steuern und energierelevante Daten auszutauschen.
Dass die EFR GmbH 30 Jahre nach ihrer Gründung im Jahr 1993 zu den bedeutenden deutschen Zähleranbietern gehört, hat damals niemand geahnt. Und doch hat der Münchener Systemanbieter für Energiemanagement schon über 1,8 Million elektronische Zähler in den Markt gebracht und eröffnet mit Mobilfunk, 450 MHz und Breitband-Powerline mehrere Kommunikationswege für das Metering und Netzmanagement.
Netzunabhängige Rundsteuerung stand am Anfang
Bei Gründung der EFR im Jahr 1993 war die Geschäftsidee, eine Alternative zur Tonfrequenz-Rundsteuerung zu entwickeln. Eine Lösung, die weniger Technik erfordert, leicht zu bedienen ist und neue Möglichkeiten für das Beleuchtungs-, Tarif- und Lastmanagement schafft. Bei Eintragung der Gesellschaft ins Handelsregister stand das Kürzel EFR deswegen für „Europäische Funk- Rundsteuerung“.
Kunden brauchten keine eigenen Sendeanlagen mehr
Zur Rundsteuerung waren und sind keine teuren Tonfrequenz-Anlagen nötig, die Anwender benötigen nur Langwellen-Empfänger mit Relais sowie eine Bedienstation oder einen Web-Client, um die Befehle zum Schalten von Mehrtarif-Zählern, Straßenleuchten oder Lasten abzugeben. Dank der Integration von Standardprogrammen in die Empfänger müssen Befehle nur gesendet werden, wenn eine individuelle Schaltung oder Programmierung gewünscht ist. Drei Jahre nach Firmengründung war die Funk-Rundsteuerung marktreif und der erste Kunde sendete seine Befehle über den EFR-Zentralrechner und den Langwellen-Sender Mainflingen. Um die Funk-Rundsteuerung deutschlandweit verfügbar zu machen, nahm EFR im Jahr 1997 zusätzlich den Betrieb über den Sender Burg auf und acht Jahre darauf wurde eine ungarische Tochtergesellschaft gegründet, die das Langwellensignal von Lakihegy aus versendet.
Ergänzung der Funk- Rundsteuerung um Rückkanal
EFR hat die Langwellen-Services erweitert: 2008 kam das Versenden von Wetterdaten und -alarmen sowie ein Zeitzeichen (seit 2017 durch die Physikalisch-Technische Bundesanstalt überwacht) hinzu. Ab 2012 konnten Netzbetreiber Langwelle für das Einspeisemanagement verwenden und dank einer Kooperation mit Telefónica wurde der Langwellen-Radioweg im Jahr 2014 durch die EFR Utility SIM um einen optionalen Rückkanal ergänzt.
Die Smart-Energy-Familie
Die EFR bietet für Mess- und Netzführungsaufgaben sowohl Messeinrichtungen als auch Smart Meter Gateways und Steuerboxen. Im Segment der modernen Messeinrichtungen hat EFR mit den Baureihen SGM-C8 (Nachfolger der bewährten Drehstromzählerbaureihe SGM-C4) und SGM-C6 (Wechselstromzähler als Nachfolger des SGM-C2) ein neues, nachhaltiges Konzept umgesetzt: Seltener genutzte Funktionen lassen sich modular erweitern. In der Grundversion decken die Zähler die gesetzlichen Basisanforderungen des Messstellenbetriebsgesetzes ab. Die Doppeltarif-Funktionalität oder ein LMN-BAB-Adapter zur Anbindung an ein Smart Meter Gateway sind als Modul verfügbar. Diese Geräte bieten zudem die zukünftige Basis für eine Integration einer Funkkommunikation über Wireless-M-Bus.
Mit dem aktualisierten FNN-Basiszähler SGM-D4, der zusammen mit dem Smart Meter Gateway SGH-S und der Steuerbox GCU-S zum intelligenten Messsystem erweitert werden kann, steht für direktmessende Anwendungen von 60 A bis 100 A eine zuverlässige und auf Interoperabilität getestete Plattform zur Verfügung.
Das Smart Meter Gateway SGH-S übernimmt Aufgaben wie Tarifierung und Verarbeitung sowie Bereitstellung von Abrechnungsdaten und wird 2023 zertifiziert. Es ist kompatibel zu marktgängigen Zählern und wird als LTE-Variante, als LTE-M-Version für 450 MHz und sowie für Breitband-Powerline erhältlich sein.
Die Steuerbox GCU-S der Smart-Energy-Gerätefamilie ermöglicht in Kombination mit dem Smart Meter Gateway ein FNN-konformes CLS-Management. Die Steuerbox ist vielseitig, da sie diverse Schnittstellen hat und viele Protokolle unterstützt. Durch eine EEBUS-Schnittstelle, die bald verfügbar sein wird, ergibt sich ein noch größeres Anwendungsgebiet im Bereich Smart Home. Die Steuerbox ist optional auch als Hybridausführung mit Langwellen-Funkempfänger erhältlich.
Entwicklung der Smart-Energy-Familie
Wenige Jahre vorher – 2010 – startete EFR das Geschäftsfeld Smart Energy. Es entstand eine Familie elektronischer Zähler sowie Geräte und Software für eine digitale, bidirektionale Kommunikation (siehe „Die Smart-Energy-Familie“). Diese Smart-Energy-Familie wurde mit Blick auf hohe Datensicherheit und Zuverlässigkeit konzipiert. Das bietet Sicherheit beim Einsatz des Systems für das CLS-Management, das Re-Dispatching und andere Netzsteuerungsaufgaben.
Doch nicht alles muss digital und bidirektional gesteuert werden. Wegen ihrer Einfachheit und der Kostenvorteile ist die Funk-Rundsteuerung nach wie vor beliebt; heute hören etwa 1,35 Millionen Empfänger auf das EFR-Langwellen-Signal. Und die Argumente, die zum Beispiel den Berliner Senat vor 15 Jahren zur Umstellung des Beleuchtungsmanagements auf Langwelle bewegten, gelten immer noch. Nicht umsonst wechseln auch heute Städte und Gemeinden von der kostenintensiven Tonfrequenz-Rundsteuerung zum EFR-System, um zum Beispiel ihre Straßenbeleuchtung zu managen. Die Langwellen-Lösung ist zukunftssicher, ist zertifiziert nach DIN EN ISO 27001 und EFR hat langfristige Verträge mit den Betreibern der Langwellen-Sender sowie den Herstellern von Komponenten zur Systemnutzung des Broadcast-Systems.
Hybridlösung führt Systeme zusammen
Damit Anwender der Funk-Rundsteuerung die bidirektionalen Möglichkeiten der Kommunikation leicht parallel nutzen können, erstellte EFR 2020 eine Hybridlösung. Sie führt die beiden Systeme in einer Plattform zusammen.
Viele Kommunikationswege zur Wahl
Das EFR-Angebot wächst weiter, zum Beispiel die Kommunikationsmöglichkeiten. Unter anderem soll das Smart Meter Gateway der EFR nach der Zertifizierung in diesem Jahr in einer LTE-Version, für die Kommunikation im 450-MHz-Band (LTE 450) sowie für Breitband-Powerline (BPL) auf den Markt kommen. Zudem erarbeitet EFR zusammen mit einem Partner eine zuverlässige BPL- Lösung, damit Investoren den für sie besten Kanal wählen oder verschiedene Kommunikationswege parallel nutzen können.
Kontakt & Impressum
EFR GmbH
Nymphenburger Straße 20 b
80335 München
Tel.: +49 89 9041020-0
Fax: +49 89 9041020-32
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Ein nächster Schritt in Richtung Energiewende – mit Blick auf die Niederspannung
Das Jahr 2022 hat uns viele Herausforderungen beschert, die einen hohen Einfluss auf unsere Energiesysteme ausüben. Die Energiekrise, die erhöhte Nachfrage nach regenerativen Energien, der Boom von Wärmepumpen oder der stark gestiegene Bedarf im Bereich E-Mobilität. All diese Faktoren stellen erhöhte Anforderungen an unsere Stromnetze, die bedient werden wollen, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden. Klar ist, dass dazu die Transformation der IT-Landschaften in den Stadtwerken hin zu einer digitalen Infrastruktur auf Grundlage der intelligenten Messsysteme vollzogen werden muss und nicht nur das Messwessen einziger Nutzer sein darf. Um die Finanzierung gerechter zu gestalten und den Ausbau zu forcieren, wird der Netzbetreiber stärker an den Kosten beteiligt und der Fokus auf Niederspannungsnetz sowie die Steuerbox gesetzt. Aktuelle Daten aus dem SMGW sowie den Steuerboxen tragen dazu bei, den Überblick über die Situation im Niederspannungsnetz zu erhalten und dieses intelligent zu bewirtschaften.
Mit der Smart Grid Operation Platform hat VIVIVIS sein Portfolio im Bereich der Netzleittechnik speziell für Anforderungen an zukunftweisende Netzführung in der Niederspannung erweitert. Dort besteht der größte Handlungsbedarf durch die Integration von dezentralen Einspeisern und Lasten. In einem ersten Schritt lag der Fokus auf einer übersichtlichen geobasierten Visualisierung des Netzes und Zustandsdaten unter Einbezug vorhandener Geoinformationsdaten und -modelle. Die Smart Grid Operation Platform bietet sowohl dem Betriebssteuerer die benötigten Workflows, um ggf. bis in übergeordnete Spannungsebenen erforderliche Handlungsmaßnahmen ableiten zu können, sie hat aber auch den Netzmonteur im Blick. Dieser arbeitet dezentral und benötigt Workflows sowie Informationen in Echtzeit, um entsprechend direkt Eingriffe durchführen zu können. Der Einbezug von Geoinformationsdaten erleichtert eine effiziente Routenplanung, mithilfe des direkten Zugriffs können manuelle Schaltungen unmittelbar im System nachgeführt werden, was eine stets aktuelle Netzzustandsvisualisierung gewährleistet und die Wahrscheinlichkeit von Fehlschaltungen auf ein Minimum reduziert.
Zum weiteren sukzessiven Ausbau des Flexibilitätsmanagements, das eine weitgehend dezentrale Steuerung von Erzeuger und Verbraucher erfordert, braucht es entsprechende Messpunkte und Eingriffsmöglichkeiten im Netz. Die Messdaten können aus direkten Messungen z. B. in den Ortsnetzstationen geliefert werden, aber auch Daten aus intelligenten Messsystemen (iMSys) spielen eine wichtige Rolle. Um Daten zwischen den einzelnen Systemen auszutauschen, sind entsprechende Systemerweiterungen und Schnittstellen notwendig. Der CLS- Operator ist genau hierfür konzipiert. Er bildet die Brücke zwischen der klassischen Netzleittechnik und Messeinrichtungen, die üblicherweise nur Messdaten zu Abrechnungszwecken erfasst haben. Hier werden jetzt auch nicht abrechnungsrelevante Betriebsdaten aus den Messsystemen der Netzführung bereitgestellt. Des Weiteren stellt der CLS-Operator über den CLS-Kanal eine aktive Eingriffsmöglichkeit an steuerbare Einspeiser und Lasten über die Steuerbox bereit. VIVAVIS bietet auch eine Steuerbox, die über den Funktionsumfang, der durch den FNN definiert wurde, hinausgeht. Dadurch können Anlagen, die über eine komplexere Schnittstelle angesteuert oder rückgemeldet werden müssen, über den CLS-Kanal angebunden werden.
Der Schlüssel zu einem Netzführungssystem, das den Auf- gaben, die sich aus der Energiewende ergeben, gerecht wird, sind hoch integrierte Systeme, die optimal aufeinander angestimmt sind und die sich leicht in bestehende IT-Ökosysteme integrieren lassen.
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VIVAVIS AG
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Alles aus einer Hand – und auch noch einfach verwaltet: Energieautomatisierung mit Sprecher Automation
Mit unserer modular aufgebauten, hoch verfügbaren Hard- und Softwareplattform SPRECON decken wir sämtliche Gebiete der Energieautomatisierung ab: Stations- und Kraftwerksleittechnik, (Netz-) Schutztechnik, Fernwirktechnik sowie Netzleittechnik und Visualisierung.
Wir stellen Ihnen genau die Lösung zusammen, die am besten für Ihre Anforderungen geeignet ist und integrieren bei Bedarf auch externe Geräte. Übrigens: Auch bestehende Anlagen, die ein kleineres oder größeres Retrofit benötigen, können mit Geräten der SPRECON Plattform ohne Weiteres um- bzw. nachgerüstet werden!
Intelligentes Gerätemanagement
Damit Sie Ihre digitalen Assets einfach und effizient verwalten können, haben wir bei Sprecher Automation ein neues Tool entwickelt. SPRECON-NDM (Network Device Management) verfügt über zahlreiche Grundfunktionen, mit denen Sie potenziell viele Tausend Geräte managen können: effiziente Inbetriebnahme durch standardisierte Grundfunktionalität, Ausrollung von Konfigurationen und Softwareupdates auf Knopfdruck, Cybersecurity am Stand der Technik, zentral auswertbare Inventarisierung von Gerätetypen sowie von Software- und Konfigurationsständen, Überwachungsdaten und eine zuverlässige Unterstützung für die Angriffserkennung – und das alles geschieht von der Betriebsführung des Netzes entkoppelt auf einer dafür spezialisierten, zentralen Plattform. Außerdem ist SPRECON-NDM offen für die Integration beliebiger Drittprodukte (Netzwerktechnik, Leit-, Schutz- oder Fernwirktechnik). Ein Grundstein für den noch besseren Betrieb großer digitaler Ökosysteme ist somit geschaffen.
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IM GESPRÄCH MIT
Tim Meyerjürgens, COO TenneT
Herr Meyerjürgens, die Übertragungsnetzbetreiber sind zurzeit buchstäblich auf vielen Baustellen unterwegs. Welche sind nach Ihrer Einschätzung die wichtigsten?
Foto: TenneT TSO GmbH
Wesentlich ist, die Energiewende in Europa voranzutreiben, europäisch zu denken, den Markt entsprechend zu stimulieren und von der Politik, wie auch in der Branche selbst, wichtige Anreize zu setzen. TenneT geht hier voran, etwa mit den Großausschreibungen für die künftigen Offshore-Netzanbindungen mit der neuen Übertragungskapazitätsgröße von zwei Gigawatt je System. Um die ambitionierten klimapolitischen Ziele zu erreichen, müssen alle an einem Strang ziehen und partnerschaftlich zusammenarbeiten. Im Onshore-Bereich liegt der Fokus natürlich besonders auf unseren großen Gleichstrom-Projekten SuedLink und SuedOstLink. Beide haben 2022 deutlich an Fahrt aufgenommen und werden sich 2023 von Planungs- zu Bauprojekten wandeln. Mit den Bauernverbänden haben wir uns jüngst auf Rahmenvereinbarungen zu Entschädigungen aller betroffenen Eigentümerinnen und Eigentümer geeinigt. Das war ein ganz wichtiger Meilenstein. Bei SuedLink laufen die bauvorbereitenden Maßnahmen an den Konverterbaustellen und wir haben 2022 für vier Abschnitte die Unterlagen zur Planfeststellung bei der Bundesnetzagentur eingereicht: Diesen Schwung nehmen wir für 2023 mit und werden die Planunterlagen für alle weiteren der insgesamt 15 SuedLink-Planfeststellungsabschnitte einreichen. Bei SuedOstLink ist der erste Abschnitt fertig geplant und liegt seit November zur Genehmigung bei der Bundesnetzagentur. In diesem Jahr werden wir auch für SuedOstLink die abschließenden Unterlagen für alle weiteren Planungsabschnitte einreichen. Die ersten Gleichstrom-Erdkabel lagern bereits im Bayernhafen Regensburg und wir führen die Gespräche mit Grundstückseigentümern, damit Sued- OstLink ab 2027 Bayern mit grünem Strom aus nord- und ostdeutscher Windenergie versorgt.
Was braucht es noch für die zügige Umsetzung?
Damit die Bauarbeiten dann auch so zügig wie geplant ablaufen können, benötigen wir weiterhin eine Beschleunigung der Genehmigungsprozesse. Ein Beispiel hierfür sind Sondernutzungsgenehmigungen für Schwerlasttransporte. Das bisher zweistufige Genehmigungsverfahren für Transporte, etwa von schweren Kabelrollen, ist sehr zeitaufwendig. Die Kabelrollen für die Gleichstromleitungen wiegen rund 80 Tonnen, die auf Lkw verteilt und zu den Baustellen transportiert werden müssen. Pro 100 Kilometer der Gleichstromtrassen werden rund 250 Schwerlasttransporte nötig sein – für SuedLink und SuedOstLink sind das insgesamt mehrere 1.000 Transporte. Damit diese Vielzahl uns nicht ausbremst, sollten Schwerlasttransporte für die Energiewende- Projekte unbedingt deutlich schneller in einem einstufigen Verfahren genehmigt werden.
Welche weiteren Maßnahmen stehen bei TenneT für den Ausbau und die Ertüchtigung der Übertragungsnetze an?
Unser neuer 2-Gigawatt-Offshore-Standard ermöglicht es uns, die Schlagzahl beim Offshore-Netzausbau durch Harmonisierung und Standardisierung von Prozessen, aber auch bei den Fortentwicklungen technologischer Assets zu erhöhen. In der eben genannten Großausschreibung setzen wir beispielsweise eine neue Form der Zusammenarbeit mit dem Zuliefermarkt und wichtigen Industriepartnern um. Wichtige Weichenstellungen mit Blick auf Ausbauziele, zu realisierende Projekte, aber auch die Versorgungssicherheit in diesem Winter sind auch aus unseren Empfehlungen an die Politik erwachsen, die wir gemeinsam mit den anderen Übertragungsnetzbetreibern in der Sonderanalyse (Stresstest) im vergangenen Sommer formuliert hatten und die inzwischen umgesetzt worden sind. Dazu zählen nicht nur der Streckbetrieb der drei verbliebenen Atomkraftwerke, sondern unter anderem auch das flächendeckende Freileitungsmonitoring ohne langwierige Genehmigungsverfahren oder auch die Möglichkeit der beschleunigten Rückkehr von konventionellen Kraftwerken aus der Netzreserve.
Werden Sie den Zeitplan einhalten können und wo gibt es Unsicherheiten?
Die Politik gibt uns ambitionierte Ziele vor und wir setzen alles daran, unseren Teil zum Gelingen der Energiewende beizutragen. Dabei bleiben wir stetig im Dialog mit unseren verschiedenen Stakeholder- Gruppen mit Blick auf ein angemessenes Erwartungsmanagement. Unsicherheiten bergen natürlich die geopolitischen Ereignisse der vergangenen Jahre. Stichworte sind dabei die Corona-Pandemie und der russische Angriffskrieg gegen die Ukraine. Wir sehen insgesamt eine Zuspitzung bei den Herausforderungen bei einer gleichzeitig sich erhöhenden Erwartung an die Umsetzungsgeschwindigkeit. Problematische Lieferketten und Fachkräftemangel erfordern hierbei tägliche Arbeit an neuen Lösungen und Konzepten, um die Weichen weiterhin auf erfolgreiche Projekte und die Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland und Europa zu stellen.
Wenn Sie sich für 2023 etwas wünschen dürften – was wäre das?
Ich würde mir wünschen, dass die Menschheit endlich zur Besinnung kommt. Die Energie, die gerade überall auf der Welt in unsinnige und menschenverachtende Kriege gesteckt wird, sollten wir lieber für den gemeinsamen Kampf gegen den Klimawandel aufwenden, um unseren Kindern eine Welt zu hinterlassen, die auch den nächsten Generationen ein Leben auf diesem wunderschönen Planeten ermöglicht. (pq)
Netzentwicklungsplan Strom
Der im Januar 2022 bestätigte Netzentwicklungsplan Strom 2021-2035 umfasst im Vergleich zum geltenden Bundesbedarfsplan rund 1.000 Kilometer zusätzlicher Trassen sowie Verstärkungen bestehender Verbindungen. Insgesamt 28 neue leitungsbezogene Ausbaumaßnahmen im Stromnetz wurden bestätigt. Zwei zusätzliche HGÜ-Korridore sollen zwischen Rastede und Bürstadt sowie zwischen Heide und Klein Rogahn entstehen. Leerrohre für potentielle weitere Systeme können auf geeigneten Abschnitten mit verlegt werden. Im Zusammenhang mit Offshore Wind genehmigte die BNetzA zudem zwei Projekte, bei denen mittels sogenannter Multi-Terminal-Technik erstmals Gleichstromleitungen mit einer Leistung von zwei Gigawatt untereinander vernetzt werden können. (pq)
StromGedacht
heißt die erste App des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW. Sie informiert über den aktuellen Status des Stromnetzes. Sagt die Prognose eine angespannte Situation vorher, bittet die App die Nutzer:innen via Push-Nachricht um Mithilfe.
Foto: TransnetBW GmbH
StromGedacht macht dann konkrete Vorschläge, wie durch eine zeitliche Verschiebung des eigenen Stromverbrauchs das Netz wirksam entlastet werden kann. So etwa am 15.01.23, als hohes Windaufkommen im Norden zur Aktivierung eines großen Redispatch-Volumens in der Regelzone von TransnetBW führte. Die Ampel zeigte darum tagsüber gelb und wurde um 17:00 rot, um zum Stromsparen zu motivieren. (pq)
DREI FRAGEN AN…
Karsten Schröder, Geschäftsführer EMH Energie-Messtechnik GmbH
Mit dem SGIM bringen Sie erstmals ein Messgerät für den massentauglichen Einsatz im NS-Netz auf den Markt. Welche Anforderungen stellen sich den Netzbetreibern hier?
Im Niederspannungsbereich gilt es wie bei den Mittel- und Hochspannungsnetzen, Daten zu erfassen, diese gegebenenfalls vorzuverarbeiten und eventuell auch auf Schaltbefehle zu reagieren. Weiter müssen natürlich auch alle Aspekte der Datensicherheit und -integrität sowie die unterschiedlichen Kommunikationsformate und -technologien gelöst werden. So gilt es, auf der Softwareschicht die verschiedenen Fernwirkprotokolle bereitzustellen, aber auch in Richtung IoT Lösungen zu bieten. Auf der Hardwareseite sind Themen wie LoRaWAN und LTE450 Trends. Die Netzbetreiber müssen nun die für sie passende Lösung herausfiltern und zweitens in Betracht ziehen, dass es für einen Rollout sehr viele dezentrale Orte gibt, an denen sicher und einfach installiert werden muss. Durch seinen konstruktiven Aufbau und die vielfältigen Hardware- und Softwareoptionen unterstützen wir mit unserer SGIM-Lösung sowohl diesen Findungsprozess als auch den späteren Rollout.
Wie reagieren die Netzbetreiber aktuell auf diese Herausforderungen?
Bei den Betreibern haben wir die, die schon seit längerem eine Digitalisierungsstrategie fahren und dementsprechend schon in einer Art Rollout-Vorbereitung sind. Es gibt aber auch Unternehmen, die gerade in der Anfangsphase sind. In jedem Fall haben sich praktisch alle Netzbetreiber auf einen Weg in eine Netzautomatisierung auf Basis der Digitalisierung gemacht. Gerade in der jetzt anstehenden Nachrüstungsphase können wir durch unsere nun schon fünfjährige Erfahrung in Pilotprojekten viele Informationen zur guten Umsetzung beitragen.
Welche Prognose stellen Sie für das kommende Jahr hinsichtlich der Digitalisierung der NS?
Der Ausbau und auch die Piloten werden ganz sicher Fahrt aufnehmen. Die Themen Erneuerbare Energien in den Niederspannungsnetzen, die Spitzenlastbegrenzung gerade auch in Hinblick auf die Elektromobilität und die Umstellung auf Wärmeerzeugung mit elektrischer Energie treiben ganz erheblich den Markt. Aus all diesen Themenbereichen ist nun mindestens als erster Nutzen die datengestützte Zielnetzplanung als Effizienzsteigerung im Ausbau ein enorm wichtiger Aspekt. (pq)
Redispatch 3.0
Mit Redispatch 2.0 wird derzeit ein neues dezentrales Engpassmanagement für Anlagen ab 100 kW etabliert. Parallel ist neben einem Anstieg des Redispatch-Bedarfs ein weiterer Anstieg der Kosten auf 2,1 Mrd. € in 2021 zu beobachten, der sich unter anderem aufgrund der gestiegenen Marktpreise auch für 2023 fortsetzen wird. Mit Blick auf steigende Abrufe von positivem Redispatch in Süddeutschland warnen TransNetBW und TenneT zudem vor einem Delta ab Ende der 2020er Jahre. Gemeinsam mit der E-Bridge Consulting haben die beiden ÜNB im Herbst 2022 ein erstes Konzept für Redispatch 3.0 vorgelegt.
Auch das dreijährige Forschungsprojekt „Redispatch 3.0“ – Demonstrationsprojekt Redispatch und Vermarktung nicht genutzter Flexibilitäten von Kleinstanlagen hinter intelligenten Messsystemen“ will die Integration von Anlagen aus der Niederspannung sowie die Zusammenarbeit und den Informationsaustausch zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern verbessern und den Redispatch 2.0 weiterentwickeln. Dabei geht es sowohl um einem optimierten und automatisierten Netzbetrieb im Sinne einer reaktiven Systemführung als auch um Anreize für systemdienliches Verhalten durch eine erleichterte Marktteilnahme dezentraler Akteure. Die entwickelten Lösungsansätze werden im Rahmen der Feldversuche bei der EWE Netz und der MVV Netze unter realen Bedingungen getestet und validiert. Das Projekt begann am 1. Januar 2022 und läuft bis zum 31. Dezember 2024. (pq)
Neue Preiszonen?
Netzausbau und Einspeisemanagement verursachen hohe Kosten, die derzeit alle Stromkund:innen gleichermaßen belasten. Nun plant die EU, die Marktgebiete beim Strom den physischen Gegebenheiten des Stromnetzes anzupassen. Dadurch könnten (erneuerbares) Stromangebot und
Nachfrage stärker gekoppelt und dementsprechend ein Anreiz zum Ausbau der Kapazitäten gegeben werden. Ein entsprechendes Papier, in dem für Deutschland zwei bis fünf Preiszonen vorgeschlagen wurde, veröffentlichte die europäische Regulierungsagentur ACER Anfang August 2022.
Umgesetzt sind Preiszonen bereits in Dänemark (2), Norwegen (6) und Italien (7). (pq)
Preiselastizität und Lastverschiebung
Intelligente Zähler für alle Verbraucher:innen und dynamische Stromtarife sind in Dänemark längst etabliert. Henrik Møller Jørgensen betreibt einen kostenlosen Dienst, der eine 5-Tages-Strompreis-Prognose liefert und damit zu erheblichen Lastveränderungen im Stromnetz beiträgt. Wenn er im dänischen Fernsehen auftritt, gehen die Lastanpassungen nach oben. Im Oktober 2022 erhöhten die Kopenhagener ihren Stromverbrauch während einer preisgünstigen Stunde um 27 Prozent. Dr. Claus Hartmann, der unter anderem bei den Stadtwerken Flensburg beschäftigt war, ordnet die Zahl ein. „Auf Deutschland übertragen wären das bei einer mittleren Last von rund 58 GW im Jahr 2021 rund 15 GW an Leistung, was der Leistung von mehr als zehn Atomkraftwerken entsprechen würde.“ (ds)
Netzkapazitäten zwischen Übertragungs-
und Verteilnetz erweitern
ÜNB Tennet und VNB Avacon haben gemeinsam eine neue Software entwickelt, mit der ihre Netzleitstellen in Lehrte bzw. Salzgitter automatisiert miteinander kommunizieren sollen. Diese sogenannte „Automatische Entlastungskontrolle“ (AEK) ist eine Smart Grid-Technologie, mit der Transformatoren in Umspannwerken den beiden Netzbetreibern zufolge automatisiert und vorausschauend gesteuert und somit höher ausgelastet werden können. Damit könnten Reserven im Stromnetz erschlossen werden, die bislang für Fälle von Störungen vorgehalten wurden. Mitte Juni testeten die beiden Netzbetreiber die Technologie an Transformatoren im Umspannwerk Lehrte. Die bisherigen Ergebnisse zeigten, dass die Software die betrieblichen Anforderungen erfülle und in einen Regelbetrieb überführt werden könne. (pq)
KOMMENTAR
„Große Herausforderungen im Stationsbereich“
Dr. Ralf Jungblut Geschäftsführer Beton- und Energietechnik Heinrich Gräper GmbH & Co. KG
Die Transformation unseres Energiesystems durch die Energie-, Wärme- und Mobilitätswende bedingt in den kommenden Jahren eine große Nachfrage nach Transformatorstationen. Darüber hinaus muss der „Normalbedarf“, der sich aus dem Refit des vorhandenen Stationsbestands ergibt, zusätzlich bedient werden.
Die zweite große Herausforderung ist die Digitalisierung der Verteilnetze zu sog. Smart Grids. Modernste Sensorik und Messtechnik haben in den Stationen Einzug gehalten. Rechner und Algorithmen steuern diese zukünftig immer selbstständiger. Bei der GRÄPER- Gruppe beschäftigen wir uns mit der Vision der „Data-Driven-Decisions-Station“ (D³-Station). Die D³-Station erfasst kontinuierlich die unterschiedlichsten Betriebs- und Umweltdaten, verarbeitet diese mit historischen Werten und prognostiziert so lokal die kurz- und mittelfristige Situation im Niederspannungsnetz. Im Abgleich mit übergeordneten Regelvorgaben und benachbarten Stationen werden so lokal und regional Steuerungssignale erzeugt und ausgeführt.
Ein weiterer Meilenstein wird die vollständige Umsetzung der sog. F-Gasverordnung sein. Das Ersetzen von SF6 in den Schalt- anlagen bedeutet für die Hersteller zunächst einmal die Entwicklung solcher Produkte und – nicht weniger trivial – die Produktion in den benötigten Mengen. Die Umstellung sorgt auch für die Stationshersteller wiederum für Entwicklungsarbeit, da die F-gasfreien Schaltanlagenkombinationen ent- sprechend allen geltenden Normen und Vorschriften geprüft werden müssen. In Verbindung mit immer höheren Leistungsbedarfen und sich ändernden Abmessungen der Schaltanlagen, müssen auch komplett neue Stationskonzepte entwickelt, gefertigt und getestet werden. Die GRÄPER-Gruppe hat schon früh einige SF6-freie Schaltanlagenkombinationen erfolgreich getestet und befindet sich in deren Markteinführung. Anfang Februar 2023 hat die GRÄPER-Gruppe den neuen Stationstyp GKP-S3 mit einer SF6-gasfreien Siemens 8DJH 24 blue GIS erfolgreich im Netz der EWE Netz GmbH aufgestellt.
Zur Einbindung der Stationen in die Verteilnetze sehen sich Endkunden wie Netzbetreiber und Industrie, neben den technischen Herausforderungen, auch mit einem steigenden Bedarf an Fachkräften konfrontiert. Letztendlich müssen die jeweiligen Projekte geplant, gesteuert und vor Ort umgesetzt werden. (pq)
Der mobile Fernwirkkoffer,
den SAE IT-systems gemeinsam mit den Stadtwerken Kempen entwickelte, hilft dort, mögliche Überlastungen im Niederspannungsnetz zu identifizieren. Das Herzstück des Koffers ist das Fernwirk- Gateway FW-5-GATE-4G mit drei PM-1-R Baugruppen (für Rogowski-Spule) und Schnitt- stellen für die direkte Anbindung an das Leitsystem per IEC-104 und LTE. Nach Auskunft von SAE können Strom und Spannung mit der mobilen Messstation theoretisch an bis zu zehn Eingängen einphasig oder mehrphasig gemessen werden. (pq)
Einen digitalen Zwilling des Verteilnetzes
stellt die von envelio entwickelte Intelligent Grid Platform bereit. Dazu nutzt das Kölner Unternehmen vorhandene Daten, die korrigiert, aufbereitet, und visualisiert werden – beispielsweise um Anschlussanfragen automatisiert zu bearbeiten, Schwachstellen im Netz zu beheben oder Erzeugungsanlagen und Verbrauch flexibel zu steuern. Mit zunehmenden Datenmengen im Zuge des Smart Meter-Rollouts nehme auch die Präzision der Modelle deutlich zu, wodurch sich der Nutzen der Plattform erheblich erhöhe. (pq)
Dezentral digitalisieren
In Kooperation mit Netzbetreibern wurde GridCal als dezentral einsetzbare Plug and Play-Lösung entwickelt. Der GridCal Node (GCN) in der Station umfasst als Hardware-Komponenten unter anderem Fernwirkcontroller auf Linux-Basis, Powerquality-Messgeräte und LTE- oder andere Kommunikationseinheiten. Ströme und Spannungen werden direkt in der ONS erfasst, ausgewertet und archiviert. Die Datenvisualisierung erfolgt über ein lokales Display oder einen Webserver. Integrierte Netzsimulationsrechnungen ermöglichen überdies eine dezentrale Netzüberwachung noch in der ONS und selbst Ladesäulen und Einspeiser lassen sich nötigenfalls direkt durch den GCN steuern. Die Daten stehen sofort für die gewünschten Zwecke zur Verfügung. Steigt dann die Zahl der digitalisierten Stationen, steht mit dem GridCal Operator ein zentrales Managementsystem für über- greifende Aufgaben zur Verfügung. (pq)
Foto: PSInsight GmbH
Über die bundesweite Nutzung der
450-MHz-Technologie
schlossen E.ON und 450connect jüngst einen Rahmenvertrag. Die Übereinkunft beinhaltet die Beschaffung von Funkdienstleistungen im Umfang eines Gesamtvertragsvolumens von rund einer halben Milliarde Euro bis 2040. Bis 2040 sollen über eine Million Smart Meter und jede digitale Ortsnetzstation an das 450-MHz-Netz angeschlossen werden. (pq)
