10.10.2023 – Die Energie-, Mobilitäts- und Wärmewende findet in den Verteilnetzen statt, aber sind die Netzbetreiber wirklich vorbereitet? Technologieanbieter SMIGHT berichtet von einem enormen Digitalisierungsschub und bereitet sich auf die nächste Stufe vor.
Bei den Marktbetrachtungen und Forecasts der Netzbetreiber rückt aktuell das Niederspannungsnetz in den Fokus: Hier werden PV-Anlagen, Wallboxen und Wärmepumpen in steigender Zahl angeschlossen, regelbare Verbraucher sollen künftig gemäß §14a EnWG gesteuert werden, mit dem intelligenten Messsystem kommen neue Technologien und Geschäftsmodelle in die Fläche. „Der Druck auf die Verteilnetzbetreiber erhöht sich von allen Seiten“, bestätigt auch Oliver Deuschle, Geschäftsführer von SMIGHT – und das habe schon sehr viel in Bewegung gesetzt. Gerade im Niederspannungsnetz entstünden momentan neue technologische und prozessuale Sichtweisen, die sich von den hohen Spannungsebenen nachhaltig unterscheiden.
Live-Daten für Monitoring, Planung und Steuerung
Die erste und wichtigste Voraussetzung seien Daten – konkret: Live-Daten aus verschiedenen Quellen wie Abgangsmessung, intelligenten Messsystemen oder dem kundeneigenen Energiemanagement. Diese gelte es, zu erfassen, zu integrieren und für die verschiedenen Aufgaben zu nutzen. Dazu müssen unterschiedliche Systeme miteinander gekoppelt werden.
Mit der Gesamtlösung von SMIGHT lassen sich Messdaten aus dem Verteilnetz erfassen und visualisieren. (Fotos: SMIGHT GmbH)
Oliver Deuschle sieht drei Bereiche, die sich gerade parallel entwickeln und miteinander verknüpft werden: Erstens werden Live-Daten aus dem Netz genutzt, um die bestehenden Prozesse von Netzplanung, Netzbetrieb und Assetmanagement effizient bewältigen zu können. „Man kann die vielen Anschlussanfragen für Wallboxen, PV-Anlagen und Wärmepumpen nicht mehr mit dem dicken Daumen bearbeiten, sondern benötigt echte Messzeitreihen, gemessene Lastprofile und akkurate Gleichzeitigkeitsfaktoren“, so Deuschle. Gleiches gelte für die Engpassüberwachung im Netz.
Darüber hinaus erwiesen sich Live-Daten ebenfalls unerlässlich für den zweiten Bereich: Eine Netzsimulation, die auf Basis der Monitoring-Daten in Ergänzung von GIS- oder anderen Sachdaten in einem rechenbaren Netzmodell unterschiedliche Netzszenarien berechnen kann und eine Vorausschau auf zukünftige Investitionsbedarfe ermöglicht. „Aus dieser Netzsimulation speist sich der dritte Bereich, die Steuerung“, erläutert der SMIGHT-Geschäftsführer: Die Netzsteuerung, die dann Lastmanagement-Befehle umsetzt, wenn Netzmonitoring oder Netzsimulation Engpässe im Netz identifizieren, die zu Instabilitäten führen. Nach dem neuen §14a EnWG wird dieser Prozess ab dem 1.1.2024 verpflichtend.
„Die Werkzeuge und Prozesse für Monitoring, Simulation und Steuerung sind vorhanden oder etablieren sich gerade sehr zügig und fügen sich zu einem individuellen Gesamtbild beim jeweiligen Netzbetreiber – je nach Größe und Anforderung“, berichtet Oliver Deuschle. Dabei kann er auf eindrucksvolle Zahlen verweisen: „Allein unsere Kunden haben in den letzten 12 Monaten 10.000 Sensoren in ihre Trafostationen und Kabelverteilerschränke installiert. Jeden Monat verlassen hunderte weiterer Geräte unser Lager. Rechnet man pro gemessenem Niederspannungskabel mit circa 50 Haushalten, heißt das: Die Mitarbeitenden in der Netzplanung dieser Unternehmen können mit korrekten und aktuellen Daten von über einer halben Million Haushalten rechnen, planen und prognostizieren.“
Daten aus dem iMSys: Ergänzung zum Netzmonitoring
Oliver Deuschle, Geschäftsführer SMIGHT GmbH. (Foto: SMIGHT GmbH)
Die Daten aus dem intelligenten Messsystem, die über kurz oder lang ebenfalls für die Netzbetreiber nutzbar sein sollen, machen nach Deuschles Erfahrung ein wirksames Netzmonitoring nicht überflüssig: „Die Smart Meter sorgen für eine zeitgemäße Energie- Abrechnung, das Monitoring gewährleistet die abgangsscharfe Messung. Die Abgangsmessung macht die Auswirkungen der Energiewende auf das Stromkabel sichtbar, damit der Netzplaner weiß, was er zu tun hat. Eine Abgangsmessung ist hier viel akkurater und effizienter und sorgt dafür, dass die Mitarbeitenden in der Netzplanung oder dem Netzbetrieb in Echtzeit an die notwendigen Daten kommen.“ Im europäischen Ausland, wo teilweise eine wesentlich höhere Durchdringung von iMSys besteht, zeige sich die notwendige Ergänzung von Abgangsmessung und Messwerten aus digitalen Zählern. „Hier bestehen ganz ähnliche Herausforderungen zur Transformation des Energiesystems und die Nachfrage nach unseren Lösungen steigt“, berichtet Deuschle und verweist auf erste Kundenprojekte.
Auf dem Weg zum vollautomatischen Netz
Digitalisierte Netze sind vielen Expert:innen zufolge nur der Vorläufer der volllautomatisierten Netze. Denn selbst mit der besten Datenbasis macht es die sehr stark wachsende Anzahl dynamischer Einspeiser und Verbraucher im Stromnetz fast unmöglich, Belastungssituationen vorherzusagen. Diese Einschätzung teilt auch Oliver Deuschle: „Automatisierte Ad-hoc-Eingriffe sind auf Dauer notwendig, um im Hinblick auf die Netzauslastung in Echtzeit zu reagieren. Nur so lässt sich die Netzstabilität aufrechterhalten.“ Live-Daten aus dem Netz und digitalisierte Prozesse bei Netzbetreibern seien für diese Entwicklung die Voraussetzung – ebenso wie neue techno- logische Entwicklungen notwendig sind, um die Weiterentwicklung der Netzbetreiber hin zu einem digitalen Infrastrukturunternehmen zu vollziehen.
Auch SMIGHT will nicht stillstehen: „Auf allen Ebenen sind wir dabei, Bestehendes zu verbessern und Neues weiterzuentwickeln“, sagt der Geschäftsführer nicht ohne Stolz. Hardwareseitig hat das Unternehmen gerade eine neue Lösung für enge Einbausituationen in Kabelverteilerschränken und sehr kleinen Trafostationen zur Einsatzreife gebracht, die zur bestehenden Lösung mit den Klappkernwandlern kompatibel ist. Softwareseitig fokussiere sich SMIGHT darauf, dass die Kund:innen die Messdaten genau so einfach in die Anwendung bringen können, wie sie erfasst werden. Oliver Deuschle: „Wir lernen von den Daten unserer Kund:innen Tag für Tag. Unsere Datenbasis wächst mit jedem eingebauten Sensor und wir können unseren Kund:innen dadurch immer bessere Tools und Features entwickeln, die sie tatsächlich benötigen – sei es für den täglichen Netzbetrieb oder auch für Prognosen; basierend auf Echtdaten.“ (pq)