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Auf Innovation gebaut
Netzbetreiber stehen neben technischen auch vor rechtlichen Herausforderungen. Zu den §§ 9 EEG und 14a EnWG gesellen sich in Kürze das NIS-2-Umsetzungs- und das KRITIS-Dachgesetz.
Beschleunigt
Wenn alles so einfach wäre wie wohlklingende Namen zu erfinden, hätten wir das „Klimaneutralitätsnetz“ schon längst. Tatsächlich ist der Aus- und Umbau der Netze von der Höchst- bis in die Niederspannung ein unfassbar komplexes, aufwändiges und investitionsintensives Vorhaben – nicht zuletzt aufgrund überbordender Bürokratie, realitätsferner regulatorischer Vorgaben und teurer Sonderwünsche, etwa im Bereich Erdverkabelung. Das sollte niemanden verwundern. Doch wichtige Rahmenbedingungen wurden verbessert, und auf allen Spannungsebenen gehen die Dinge voran. Neben dem Ausbau der Infrastruktur und der Digitalisierung von Planungs-, Betriebs- und Kundenprozessen testen die Netzbetreiber neue Verfahren für die bessere Integration volatiler Erzeugung und Lasten. Die Verteilnetze werden transparenter und vermutlich auch in absehbarer Zukunft steuerfähig.
Fertig sind wir noch lange nicht, aber auf dem richtigen Weg in eine klimaverträglichere Stromversorgung. Dieses Ziel und die Anstrengungen, die nötig sind, um es zu erreichen, sollten wir alle teilen. Sonst wird es viel teuerer. (pq)
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Wie Netzbetreiber mit einem digitalen Werkzeugkoffer die Energiewende meistern
Eine digitalisierte Energieinfrastruktur ist die Basis einer erfolgreichen Energiewende. Sie ermöglicht Netzbetreibern die erforderliche Transparenz über Zustand und Auslastung ihrer Netze – für eine sichere Betriebsführung, effiziente Integration erneuerbarer Energien und vorausschauende Planung.
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Zukunftssichere Energie-Infrastruktur für heute und morgen
Langmatz bündelt Kompetenzen und baut Bereich Energietechnik weiter aus
IM GESPRÄCH MIT…
Dr. Hendrik Neumann, Amprion GmbH
Der Ausbau der Übertragungsnetze ist das derzeit wichtigste Infrastrukturprojekt in Deutschland. Wie beurteilen Sie die Fortschritte des vergangenen Jahres?
Foto: Amprion GmbH
Der Netzausbau nimmt kräftig Fahrt auf. Derzeit befinden sich bei Amprion rund 1.400 Leitungskilometer im Bau – eine Verdreifachung im Vergleich zu 2023. Insgesamt arbeiten wir an etwa 800 Projekten, um bis zum Jahr 2045 Klimaneutralität in Deutschland zu ermöglichen. Viele Projekte haben die Genehmigungsphase abgeschlossen. Zentrale Vorhaben wie A-Nord und Ultranet werden in den nächsten zwei Jahren in Betrieb gehen. Mit der Inbetriebnahme von A-Nord sparen wir ab dem Jahr 2027 jährlich über 700 Mio. € im Engpassmanagement. Daher ist ein zügiger Netzausbau essenziell für das Gelingen der Energiewende.
Sehen Sie Möglichkeiten, dabei noch effizienter zu werden?
Mit dem Monitoringbericht des BMWE werden die grundlegenden Prämissen der Energiewende überprüft und bei Bedarf nachjustiert. Das halten wir für den richtigen Weg. Die letzte Bundesregierung hat die Genehmigungsverfahren wirksam beschleunigt. Das ermöglicht uns kürzere Planungszeiträume. So können wir aktuelle Entwicklungen wie den langsameren Hochlauf der Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen besser in die Planung einbeziehen.
Gibt es aus Ihrer Sicht weitere Potenziale für die Integration der Erneuerbaren und die Erhaltung der Netzstabilität ?
Der Netzausbau bleibt weiterhin der entscheidende Hebel für die Integration der Erneuerbaren. Für die Netzstabilität müssen Erneuerbare künftig einen wesentlichen Beitrag leisten. Besonders bei PV-Anlagen besteht Handlungsbedarf: Viele Anlagen sind nicht in den Markt integriert und speisen trotz negativer Preise ein. Das Prinzip „Produce and Forget“ funktioniert so nicht mehr. Viele Anlagen sind zudem nicht steuerbar. Das ist aber notwendig, um bei einer drohenden Überlastung eingreifen zu können. Positiv ist: Wir beobachten, dass große Anlagen mittlerweile stärker auf Preise reagieren und häufiger abregeln.
Zusätzlich bauen wir eigene Anlagen ins Netz, um die Stabilität zu gewährleisten. Bereits in Betrieb sind rotierende Phasenschieber, Drosseln und STATCOMs. Allein seit 2023 haben wir 16 neue Anlagen in Betrieb genommen, weitere sind geplant. Aber das allein reicht nicht. Dringend bleibt die Aktualisierung der technischen Anforderungen für Anlagen im kontinentaleuropäischen Verbundnetz; Vorschläge der Branche liegen der EU-Kommission vor, eine zügige Inkraftsetzung wäre ein wichtiger Schritt für die Netzsicherheit.
Sie haben mit sieben europäischen ÜNB eine Innovationsallianz gegründet. Was ist die Idee hinter der Initiative?
Mit der TSO Innovation Alliance wollen wir Wissen und Ressourcen der ÜNB bündeln, aber auch externes Know-how einbeziehen. Die vielversprechendsten Ideen europäischer Start-ups und etablierter Unternehmen wählen wir aus, um sie gemeinsam zu erproben. Ein erster Schwerpunkt soll auf dem Thema „Wetter und Netzstabilität“ liegen. Hier laufen Klimafolgen, Betriebssicherheit und technologische Innovation zusammen. Extremwetterereignisse in Europa werden weiter zunehmen, außerdem bewegen wir uns auf eine stark wetterabhängige Energieversorgung zu.
Wo sonst ist die Kooperation europäischer ÜNB wichtig?
Ein gutes Beispiel dafür ist die Offshore-Netzplanung. In der Nordsee entsteht künftig das größte Kraftwerk Europas. Nur gemeinsam können wir eine nachhaltige und vernetzte Offshore-Zukunft für Europa gestalten, in enger Zusammenarbeit mit der Politik, Behörden und Kraftwerksbetreibern. Eine weitere wichtige Zusammenarbeit auf europäischer Ebene liegt in der Entwicklung gemeinsamer Plattformen für den Austausch von Regelenergie.
Auch an der Schnittstelle zum Verteilnetz tut sich ja vieles.
Ein besonderes Projekt ist der dezentrale Netzbooster: ein modularer Großbatteriespeicher, der binnen Sekunden aktiviert werden kann und so kurzfristig Engpässe behebt und Leitungen schon im Normalbetrieb höher auslastet. 2028 geht er gemeinsam mit E.ON, LEW-Verteilnetz und EDF power solutions Deutschland ans Netz. Wird er nicht zur Stabilisierung des Übertragungsnetzes benötigt, kann LEW ihn zur Entlastung des regionalen Stromnetzes einsetzen. In den Sommermonaten darf EDF die Speicher zusätzlich am Strommarkt vermarkten. Diese Dreifach-Nutzung optimiert den volkswirtschaftlichen Nutzen und ist bislang weltweit einzigartig. Mit dem Projekt „KuPilot“ erproben Amprion, TenneT und RWE kurativen Redispatch. Unser Ziel ist es, Kapazitäten im Netz besser auszunutzen, um dadurch Redispatch-Kosten einzusparen. Kommt es zu einem Engpass, schützen wir unsere Leitungen nicht, wie bisher, durch präventive Maßnahmen, sondern wir greifen punktgenau ein – also erst wenn ein Fehler tatsächlich auftritt. Möglich wird das durch die automatische Steuerung eines Pumpspeicherkraftwerks sowie eines Offshore-Windparks.
Was halten Sie noch für wichtig, um den Umbau unserer Stromversorgung erfolgreich umzusetzen?
Damit die Energiewende gelingt, brauchen wir einen ganzheitlichen Blick auf die unterschiedlichen Herausforderungen. Die besten Lösungen entstehen durch ein Zusammenspiel verschiedener Disziplinen. Im Future Transmission Lab von Amprion arbeiten wir deshalb nicht nur mit Ingenieuren zusammen, sondern auch mit Umweltökonomen, Raumplanern, KI-Experten und Juristen. Dieses Jahr haben wir erstmals einen Energy Innovators Summit in Berlin mit Teilnehmenden aus verschiedenen Disziplinen veranstaltet. Für mich besonders beeindruckend: Der Wille zum „Machen“ ist dort überall spürbar. (pq)
Netzausbau: Planungs- und Baufortschritt in Leitungskilometern (BBPIG und EnLAG)
Zum 30. Juni 2025 umfassten das BBPlG und das EnLAG zusammen 128 Vorhaben mit insgesamt 418 Abschnitten und einer ungefähren Gesamtlänge von 16.779 km.
Bauernfrieden
Amprion und Landwirtschaftsverbände aus Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Hessen haben erstmals eine übergreifende Rahmenregelung für die Umsetzung von Erdkabelprojekten vereinbart. Sie legt unter anderem fest, wie die Inanspruchnahme landwirtschaftlicher Grundstücke durch den Bau, Bestand, Betrieb und Unterhalt der Erdkabelleitungen erfolgen soll, und regelt die damit verbundenen Entschädigungszahlungen und Maßnahmen zum Bodenschutz. Die Vereinbarung soll die Grundlage für die privatrechtlichen Regelungen für die Energiekorridore Rhein-Main-Link, Korridor B und Windader West bilden, die sich im Genehmigungsprozess befinden. (cp)
Genehmigt
Über acht Jahre nach den ersten Planungen hat TransnetBW im Oktober von der Bundesnetzagentur den Planfeststellungsbeschluss für den Thüringer Abschnitt des insgesamt 700 Kilometer langen Stromkorridors SuedLink erhalten. Auch das Planfeststellungsverfahren für den letzten von sieben Abschnitten der Stromleitung Ultranet ist abgeschlossen. Beide Vorhaben sind damit vollständig genehmigt. (pq)
Foto: jat306 / stock.adobe.com
Im Tunnel
Um die Versorgungssicherheit in den kommenden Jahren und Jahrzehnten zu gewährleisten, muss die Transportkapazität des von 50Hertz betriebenen Über- tragungsnetzes erhöht werden. Daher plant das Unternehmen drei neue unterirdische Stromautobahnen, die vorwiegend in Tunneln tief unter Berlin verlaufen sollen. (pq)
A, B oder C?
Das Institut für Makroökonomie und Konjunkturforschung (IMK) hat drei Szenarien für den zukünftigen Netzbedarf entwickelt:
Netzoptimierende Maßnahmen sollen die Auslastung des Übertragungsnetzes erhöhen. Sie umfassen unter anderem lastflusssteuernde Maßnahmen durch den Einbau spezieller Netzbetriebsmittel. Aktuell sind acht lastflusssteuernde Maßnahmen geplant oder im Bau.
Foto: Mainova AG
In Frankfurt am Main ist ein Phasenschiebertransformator am Umspannwerk Frankfurt Nord in den Regelbetrieb gegangen. Nach Angaben der Mainova AG ist es die erste Anlage dieser Art in Deutschland. Bis 2026 soll am Standort Frankfurt Nord ein zweiter Transformator hinzukommen. (pms)
Netzbooster-Anlagen könnten durch eine reaktive Netzbetriebsführung Kosten für Redispatchmaßnahmen einsparen. Derzeit sind vier Netzbooster-Anlagen geplant oder im Bau. Davon sind zwei Teil des Startnetzes des NEP 2023-2037.
Foto: Transnet BW
Der Netzbooster der Transnet BW soll – fünf Jahre nach Beginn des Antragsverfahrens – im kommenden Jahr in Betrieb gehen. Die netzplanerische Betrachtung hatte ergeben, dass am Netzknoten Kupferzell das größte Potenzial zur Netzoptimierung vorhanden ist. Konkret kann hier die größte Anzahl an Engpassstunden vermieden und die Leistung prozentual am stärksten reduziert werden. (pq)
Foto: Frank Föckersberger GmbH
Die Frank Föckersperger GmbH aus dem mittelfränkischen Aurachtal hat ein Verfahren entwickelt, bei dem Leerrohre für Höchstspannungsleitungen mit Hilfe eines speziellen Rohr- und Kabelpflugsystems direkt in den Boden eingezogen werden. Der Boden wird dabei nicht aufgerissen, sondern nur verdrängt – die Oberfläche bleibt nahezu unversehrt. (pq)
Redispatch 3.0
Im Pilotprojekt OctoFlexBW untersuchen Octopus Energy und TransnetBW, wie sich die Flexibilität von E-Autos nutzen lässt, um Redispatch-Maßnahmen marktbasiert und effizient umzusetzen. Die erste Projektphase mit rund 100 E-Fahrzeugen verlief laut Projektpartnern erfolgreich: Der automatisierte Datenaustausch der Plattformen DA/RE von TransnetBW und Kraken bei Octopus funktionierte zuverlässig, etwa ein Drittel der Elektroautos wurde bei Abrufen aktiv gesteuert – mit einer Erbringungsgüte von mehr als 90 Prozent. Die zweite Phase sieht nun die Ausweitung auf 1.500 oder mehr Fahrzeuge vor. Zudem sollen alle energiewirtschaftlichen Prozesse bilanziert und Prognose- und Monitoringsysteme weiterentwickelt werden. (pms)
www.transnetbw.de www.octopusenergy.de
Foto: Karla Schwede / stock.adobe.com
Das sogenannte „Windhundverfahren“,
bei dem Netzanschlüsse nach Antragseingang zugewiesen werden, sowie die unterschiedlichen Netzanschlussregeln sind nach Einschätzung der vier ÜNB dringend reformbedürftig. Diese plädieren für ein qualifiziertes Verfahren für Lastkunden und Stromspeicher, bei dem an festgelegten Stichtagen eine Analyse aller Netzanschlussanträge vor dem Hintergrund der netztechnischen Situation erfolgt und eine Priorisierung auf Basis nachgewiesener Projektreifegrade respektive Netzverträglichkeit vorgenommen wird. (pq) www.50hertz.com
Kurativer Redispatch
Im gemeinsamen Pilotvorhaben „KuPilot“ erproben Amprion, TenneT und RWE erstmals ein kuratives Redispatch-Verfahren im Übertragungsnetz im laufenden Betrieb. Ihr Ansatz: Gegenmaßnahmen bei prognostizierten Engpässen – also Redispatch-Maßnahmen – werden vorbereitet, aber erst nach dem tatsächlichen Eintritt einer Überlastungssituation innerhalb von maximal fünf Minuten aktiviert. Vor dem Aktivieren des Redispatchs sollen thermische Reserven der Betriebsmittel ausgenutzt werden, bis die Gesamtmaßnahmen wirksam werden. Im November startete der einjährige Pilotbetrieb in der Übertragungsnetzregion Emsland. Eingesetzt werden dabei das Pumpspeicherkraftwerk Vianden sowie Offshore-Windparks am Netzverknüpfungspunkt Diele. Die Steuerung erfolgt automatisiert und in Echtzeit. (cp)
www.tennet.eu www.amprion.de www.rwe.com
Sekundärregelleistung aus Wind
Seitdem der MVV-Windpark „Siegfriedeiche und Buhlenberg“ in Hessen als erster Onshore-Windpark in Deutschland die Präqualifikation zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung erfolgreich durchlaufen hat, nimmt er seit Mitte Juli 2025 aktiv am Regelreservemarkt teil. (cp)
Eine Online-Plattform für Regelenergie hat ein Team der HTW Berlin erstellt. Die Plattform bereitet Daten interaktiv auf, stellt Zeitreihen und Preisentwicklungen dar und macht Unterschiede zwischen positiver und negativer Regelenergie sichtbar. Die begleitende Analyse der Studierenden zeigt mehrere Entwicklungen:
• Der Bedarf an Sekundärregelenergie ist in den vergangenen zehn Jahren zurückgegangen.
• Großereignisse mit besonders hohem Regelenergieeinsatz treten seltener auf.
• Batteriespeicher sind zunehmend am Markt beteiligt.
• Verbesserte Prognosen helfen, den Bedarf am Regelenergiemarkt zu reduzieren. (pms)
Blackout: und jetzt?
Um gegen mögliche Blackout-Folgen bereits im Vorfeld gewappnet zu sein, forschen Wissenschaftler:innen der Bergischen Universität im Projekt „SiSKIN Applied“ an konkreten Anwendungen in einer realen Netzumgebung. Ziel ist es, ein Konzept für den Teilnetzbetrieb von Verteilungsnetzen durch die Bildung von Inselnetzen weiterzuentwickeln. Solche Inselnetze sollen im Schwarzfall zur Aufrechterhaltung der Stromversorgung kritischer Infrastrukturen beitragen. Die Projektergebnisse werden in Form von Handlungsempfehlungen, Planungswerkzeugen und Schu- lungskonzepten zur Verfügung gestellt. (cp)
„Jeder nicht realisierte Netzanschluss ist ein verlorener Beitrag zur Zukunftsfähigkeit Deutschlands“
…. sagen BEE, bne, BSW, Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV, BVES, BWE, DENEFF, Die Familienunternehmer, HDE, VEA, vzbv, ZIA und ZVEI in einem gemeinsamen Aufruf. Sie fordern den schnellen und effizienten Ausbau von Netzanschlüssen, um die Elektrifizierung der Industrie, die Digitalisierung und die Energiewende in allen Sektoren voranzutreiben. (pq)
Unruhe im NEST
Vor gut einem Jahr startete die Bundesnetzagentur den sogenannten NEST-Prozess zur Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens für Strom- und Gasverteilnetze. Obwohl die Bundesnetzagentur (BNetzA) zwischenzeitlich auf einige der Einwände aus der Energiebranche eingegangen ist, verzögert sich die Umsetzung des Reformpakets erneut. Der Länderausschuss hat die Zustimmung zur finalen Festlegung verweigert – die Behörde muss sich nun mit den Einlassungen der Länderebene befassen. Eine endgültige Klärung wichtiger Punkte – wie etwa Kapitalverzinsung, Effizienzvergleich oder Produktivitätsfaktor – könnte im Zweifel bis ins Jahr 2026 dauern. (cp)
Foto: photoguns / stock.adobe.com
Erste Hilfe mit MoNiKa
Foto: sig Media GmbH & Co. KG
Der rollende Niederspannungskabelverteiler kann bis zu 11 Hausanschlüsse provisorisch mit Strom versorgen: Hierzu brauchen die Monteure nur noch den – der Störungsstelle am nächsten befindlichen – spannungsführenden Netzanschluss finden und diesen mit MoNiKa verbinden. (cp)
Abkehr von SF6
Ein Kilogramm Treibhausgas SF₆ erwärmt die Atmosphäre so stark wie 24.300 kg CO₂. Kooperationen wie die zwischen Schneider Electric und E.ON sind gute Beispiele dafür, wie die Branche versucht, sich endgültig von SF6-befüllten Mittelspannungsschaltanlagen loszulösen. (cp)
3 für 1
Im Projekt „Kooperation Leitsystem“ (KoopLeit) entwickeln die drei Netzgesellschaften Harz Energie Netz, OsthessenNetz und WEMAG Netz gemeinsam ein neues Mehrsparten-Netzleitsystem. Hierzu sollen bis 2028 drei technisch identische Leitstellen in Osterode, Fulda und Schwerin entstehen. Die Kooperation, reicht von der Systemauswahl über die Implementierung bis hin zur – möglicherweise – gemeinsamen Netzführung reicht. (cp)
Im neuen Trainingscampus der Westnetz können Mitarbeitende innovative Technologien zur Steuerung von Verteilnetzen entwickeln und im Reallabor erproben. Hierzu ist die Einrichtung mit modernen technischen Anlagen, digitalen Ortsnetzstationen sowie Virtual- und Augmented-Reality-Technologien ausgestattet. Darüber hinaus dient der Campus als Schulungszentrum für das praktische Training der Westnetz-Teams und Mitarbeitende anderer Netzbetreiber. (cp)
Hausanschluss +
Die Thüga SmartService meldet einen wachsenden Zuspruch für ihre Netzbetreiber-Plattform: In den vergangenen vier Jahren haben sich insgesamt 27 VNB an der Plattform beteiligt. Ursprünglich als Tool für die „Digitalisierung von Hausanschlüssen“ gestartet, ist die Lösung zu einer digitalen End-to-end-Plattform gereift, die auch Prozesse rund um die Anmeldung von Einspeiseanlagen und steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG umfasst. (cp)
Chatbot für die Leitstelle
Der KI-Agent „GridCompanion“ des Fraunhofer IOSB-AST unterstützt Leitstellen im operativen Netzbetrieb mit automatisierten Handlungsempfehlungen, Reports und Visualisierungen. Im Agentenmodus kombiniert der Chatbot klassische Netzsimulationstools mit erweiterten Daten- und Analyseverfahren, um den Leitstellenmitarbeitenden bei netzspezifischen Problemstellungen schnell eine strukturierte Lösung zu bieten. Darüber hinaus steht eine Automatisierungsfunktion zur Verfügung, über die ereignisbasierte Workflows ausgelöst werden. Im zweiten Modus des Chatbots kommt die sogenannte Retrieval-Augmented-Generation (RAG)-Technik zum Einsatz. Mithilfe der KI können umfangreiche netzspezifische Dokumente wie technische Regelwerke, Standards, Handbücher oder Unternehmensrichtlinien schnell für individuelle Problemstellungen befragt werden. (pms)
Einspeise- oder Lastmanagement?
Über die Hälfte der Netzbetreiber schätzen die Notwendigkeit, in den nächsten drei Jahre regelmäßig Einspeiser in der Niederspannung zu steuern als hoch oder sehr hoch ein, bezüglich der Steuerung von Verbrauchern glauben das 41 %. Eine nur geringe oder sehr geringe Notwendigkeit sehen bei Verbrauchern 36 % und bei Einspeisern 20% der VNB. (pq)
www.envelio.de www.energate.de
Fairplay
Im Projekt FARFALLE entwickeln die Hamburger Energienetze und Ihre Forschungspartner ein Steuerungskonzept, dass nicht pauschal alle steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG in einem betroffenen Netzgebiet drosselt, sondern nur gezielt eingreift. Basierend auf einem „Fairness-Faktor” soll eine Priorisierungslogik entstehen, welche nur solche Anlagen dimmt, die auch tatsächlich zur Stabilisierung des Netzes beitragen können. (cp)
Bottom up
Die Software-Lösung GridCal Node erfasst dynamische Netzparameter direkt in der Ortsnetzstation und ermöglicht durch Edge Computing sowie einen digitalen Zwilling die autonome Netzzustandsanalyse vor Ort – inklusive Engpasserkennung. Von der Feldebene liefen die Nodes Betriebsmessgrößen auf Abruf an den zentralen „Operator“, wodurch etwa der Bedarf an kostenpflichtigen TAF 10 Daten um bis zu 75 Prozent sinken soll. (pq)
Was kostet Transparenz?
Eine Studie von SMIGHT und der HORIZONTE-Group analysiert erstmals Konzepte zur Netzzustandsermittlung nach §14a EnWG unter wirtschaftlichen Aspekten. Dabei wurden auf Basis der VDE FNN-Empfehlung verschiedene Strategien verglichen – von der reinen Berechnung über intelligente Messsysteme (iMSys) bis hin zur direkten Messung in Ortsnetzstationen. In fast allen Szenarien ist der Einsatz von Stationsmesstechnik wirtschaftlich am sinnvollsten. Ein rein iMSys-basierter Ansatz kann der Untersuchung zufolge zu einer Vervierfachung der Kosten führen. (pq)
Komplettpaket für MSB und VNB
Mit EFR Metering as a Service (kurz EFR- MaaS) bietet die Münchener efr GmbH Möglichkeit, die Anforderungen nach §9 EEG und §14a EnWG gesetzeskonform und effizient zu erfüllen. EFR-MaaS ist ein modular aufgebautes, integriertes Lösungsangebot, bei dem je nach Wunsch die SaaS-Softwareplattform Grid Management & Metering Suite 2.0 (GM2S), passende Geräte und die Systemführung aus einer Hand kombiniert werden können. Ergänzt wird das Angebot um GWA-Dienste für die zu steuernden Anschlusspunkte GWA-Dienste. (pq)
Foto: comtac AG
Messtechnik und KI-basierte Datenanalytik in einem Gerät – das ist das Konzept des GRIDALYZER. Der innovative Power Meter misst Strom, Spannung, Cos-Phi, Wirkleistung, Blindleistung, Scheinleistung sowie Oberwellen und ermittelt Netzqualitätskennwerte auf der Zugangsleitung sowie auf bis zu 20 Abgangsleitungen auf allen Phasen gleichzeitig. Die integrierte KI-basierte Anomalieerkennung nutzt Machine-Learning-Algorithmen, um diese Werte zu analysieren und kontinuierlich zu bewerten. Die Daten müssen also weder an eine externe KI- Plattform noch an ein System beim Netzbetreiber übertragen werden. (pq)
KI für das Engpassmanagement
Im Forschungsprojekt RESIGENT wurde erfolgreich getestet, wie private Energiemanagement-Systeme und Sensorik in den Schaltanlagen – unterstützt durch KI – zusammenarbeiten können, um Netzengpässe frühzeitig zu erkennen. Im Projekt, an dem neben dem Fraunhofer IMS (Konsortialleitung), die Universität Siegen, die EEBUs-Initiative, die Hager Group, VIVAVIS und die Stadtwerke Haßfurt beteiligt sind, analysiert eine KI-gestützte Koordinierungsfunktion (KOF) den Stromverbrauch aus den aktuellen Messdaten des Verteilnetzes sowie aus den EMS in den Häusern. Zusammen mit weiteren Informationen, wie Wetterprognosen und Lastprofilen, prognostiziert die KOF den Lastzustand des Netzes. Droht eine Überlastung, erhält der Netzbetreiber eine Warnung und kann rechtzeitig eingreifen. Ein zentraler Bestandteil der KOF ist die bidirektionale Kommunikation vom Netzbetreiber bis zum Endkunden. Diese Architektur ermöglicht nicht nur den kontinuierlichen Datenaustausch für prädiktive Analysen, sondern bildet auch die Funktion des akuten Lastabwurfs nach §14a EnWG ab. (pq)
