Smart Grid Interface Modul von EMH macht verändertes Lastmanagement einfach

Der rasante Ausbau erneuerbarer Energien und die zunehmende Variabilität von Verbrauchern im Bereich der Niederspannungsnetze erfordern für die Zukunft einen datengestützten Netzausbau. Die rechtliche Basis dafür bildet die seit dem 1. Januar 2023 geltende Neufassung des §14a EnWG. Die vom Gesetzgeber geforderte Flexibilisierung der Netznutzung hat zur Folge, dass Netzbetreiber bis zum Jahr 2025 das statische Lastmanagement – also die Netzplanung – und bis zum Jahr 2029 auch das dynamische Lastmanagement realisiert haben müssen.

Vor allem das dynamische Steuern der Netze kann nur über die Erfassung von Echtzeit-Daten bewältigt werden, um den Netzzustand als Führungsgröße zur Ansteuerung bestimmen zu können. Um die Anforderungen zuverlässig und schrittweise erfüllen zu können, bietet die EMH Energie-Messtechnik GmbH mit dem Smart Grid Interface Modul SGIM-01 eine geeignete technische Lösung an. Die Stadtwerke Service Meerbusch Willich GmbH & Co. KG bereitet als einer der ersten Netzbetreiber inzwischen den flächendeckenden Rollout des Systems vor.

Nach dem gegenwärtigen Stand sind Niederspannungsnetze noch die große Unbekannte im Zusammenspiel von Erzeugern erneuerbarer Energien und den elektrischen Verbrauchern. Noch unbekannter ist das Verhalten von sogenannten Prosumern im Netz, also Geräte und Anlagen, die sowohl Energie erzeugen als auch abgeben können.

Bis 2029 sollen die Niederspannungsnetze fit für alle möglichen Szenarien sein, vor allem mit dem beschleunigten Ausbau der oben genannten Technologien schritthalten. Bei einer durchschnittlichen Lebensdauer von 40 Jahren und mehr sowie der Unmöglichkeit des einfachen Ausbaus mit Tiefbau und Komponenten, bleibt als relevante Möglichkeit zur Vermeidung von Überlasten nur die Digitalisierung. Mit der Digitalisierung kann einerseits das zukünftige Nutzungsverhalten der Teilnehmer beobachtet werden und damit ein gezielter, schrittweiser Ausbau erfolgen, andererseits können die Netze auch online über das Zu- und Abschalten von Lasten und Erzeugern geregelt werden.

Neben dem Thema der Lastbetrachtung stellen sich bei der Digitalisierung aber noch weitere Herausforderungen. Power Quality ist ein Thema, welches aus dem Verbraucherschutz herrührt und wo nun die Beweislast beim Versorger liegt, aber auch das Assetmanagement in Form von nutzungsabhängigen Wartungen, schneller Fehlerfindung etc. sind neue Faktoren, die mit der Digitalisierung unterstützt werden sollen.

Alle Anforderungen zu erfüllen, erfordert ein ganzes Bündel an unterschiedlichen Daten. Zunächst braucht es dafür entsprechende Lastkurven der mittleren Lasten im Takt von ein bis fünf Minuten. Solche Lastkurven sind sicher aus den Smart Meter Daten erzeugbar, die übrigen Themen erfordern allerdings online-Daten, die zumindest an der Trafostation erzeugt werden müssen. Neben den Daten von Kurzschluss- und Richtungsanzeigern, Temperaturen und Laufzeiten braucht es eben auch zumindest die Einspeisung als PQ-Daten und die Abgänge als Onlinedaten. Damit kann dann ein Lastzustand gebildet werden und eine Onlinesteuerung der Prosumer erfolgen. Auch die Ausbauplanung wird unterstützt, und die Dokumentation der Lieferqualität wird an der Netzeinspeisung protokolliert.

Alles in allem braucht es in Zukunft beides, das Smart Meter und Daten aus der Trafostation. Letztere beginnen schon heute zu fließen, der Smart Meter Rollout wird noch ein wenig brauchen.

Generell gilt, dass die über Jahrzehnte mögliche sichere Planbarkeit der Niederspannungsnetze in der Weiterentwicklung des Ausbaus nicht mehr bestehen bleibt. Dies gilt nun auch und vor allem auch in den Innenstädten und Stadtrandlagen von Großstädten. Der Grund ist die Notwendigkeit des massiven Einsatzes von vor allem zwei Bestandstechnologien in die breite Nutzung. Dies sind die Elektromobilität und die Wärmeerzeugung durch Wärmepumpen. Beide ersetzen fossile Technologien und werden durch Ihren hohen Energieverbrauch im Vergleich zu den sonst üblichen eher Kleinverbrauchern oder nur sehr sporadisch auftretenden größeren Verbrauchern wie zum Beispiel Elektroherde die Netznutzung massiv beeinflussen.

Ein Vergleich: Ein Elektroherd hat üblicherweise eine Anschlussleistung von 7,5kW und wird im Schnitt etwa eine Stunde am Tag genutzt und dies tatsächlich auch nur sehr sporadisch am Tag oder während der Nutzung getaktet. Gleiches gilt für den Staubsauger mit einer Nennleistung von vielleicht 1000W. So kommt man in einem Haushalt mit der üblichen Berechnungsgrundlage von 14,5kW Anschlussleistung mit genügend Sicherheitsabstand in der Berechnung für die Planung aus.

Im Unterschied dazu kann eine Wärmepumpe im Eigenheim 10kW und das E-Auto 11kW Leistungsaufnahme besitzen. Die Beeinflussung des Netzes durch nicht ohmsche Anteile soll dabei hier nicht diskutiert werden, obwohl dies sicher auch relevant werden wird.

Die bis dato anzunehmende Anschlussleistung und die Nutzungsdauer derselben in Bezug auf den Gleichzeitigkeitsfaktor innerhalb einer Einheit oder auch zum Beispiel in einem Strang kann also höchstwahrscheinlich mit allein 21kW Anschlussleistung für Wärmeerzeugung und Ladung des Autos nicht aufrechterhalten werden. Multipliziert man nun diese Leistungen in einem Strang bei bisher nicht bekanntem Nutzungsverhalten, so erkennt man auch schnell die Möglichkeit, dass die gleichzeitige Versorgung aller zu erwartender Verbraucher nicht mehr gewährleistet werden kann. Die Möglichkeit eines modernen E-Autos sich als Prosumer zu Verhalten, also auch Energie abgeben zu können, macht die Situation dabei nicht gerade überschaubarer.

Noch nicht betrachtet haben wir Mehrfamilienhäuser, deshalb hier ein Beispielübersicht:

Einen möglichen Ausweg aus der in Zukunft auftretenden Problematik nicht vorhersehbarer Netznutzung bildet die datengestützten Netzplanung. Dabei werden an ausgewählten Stützpunkten die Abgänge in Ortsnetzstationen und Kabelverteilern gemessen und in einen Datensammler übertragen. Als sehr dienlich haben sich hierbei die Minutenmittelwerte sowie die innerhalb dieses Intervalls auftretenden Maximalwerte erwiesen. Dabei werden auf allen drei Phasen die Werte ermittelt und mittels IoT-Protokoll sicher übertragen. Das Smart Grid Interface Modul (SGIM) der EMH hat hierbei alle notwendigen Funktionen, um in Hardware, Software und Datenerfassung den Netzbetreiber zu unterstützen. Das SGIM beinhaltet in der Hardware bis zu zwölf dreiphasige Abgangsmessungen, eine leistungsstarke CPU zur Datenvorverarbeitung und vielfältige Ankopplungsmöglichkeiten zur Datenübertragung wie z.B. ein LTE oder LTE450 Modem, einen Lichtwellenleiteranschluss oder eine LoRaWAN Funkschnittstelle.

Die Daten können effizient und IT-Sicher in ein Datenerfassungssystem übertragen werden, das entweder als Service oder on-premises installiert sein kann. Daneben verfügt das SGIM über ein CAT IV Netzteil zur sicheren Stromversorgung zum Betrieb im öffentlichen Netz.

Bild Systemübersicht:

Gemeinsam mit der Stadtwerke Service Meerbusch Willich GmbH & Co. KG hat EMH schon im Testbetrieb das SGIM in einzelnen Stationen genutzt, um erste Erfahrungen mit der Digitalisierung zu sammeln und die reale Netznutzung sichtbar zu machen. Nach nunmehr zwei Jahren Testzeit und mit Blick auf §14a des EnWG, „der Verpflichtung des Netzbetreibers, sein Netz im Falle von netzorientierter Steuerung präziser zu überwachen und zu digitalisieren“, wird nun der Rollout des SGIM bis 2028 erfolgen.

Die Entscheidung zum Einsatz fiel dabei vor allem in Hinblick auf die einfache Installation und die Vollständigkeit des Systems bis zur zentralen Datenerfassung bei gleichzeitiger Offenheit der Schnittstellen und Zukunftsfähigkeit durch Update- und Upgrade Möglichkeiten in Hard- und Software. Einem Einsatz zur Online- oder Livedatenerfassung (nahe Echtzeit) steht beim SGIM-System nämlich nichts entgegen, die geforderte dynamische Netzsteuerung aufgrund dieser Livedaten kann also in den nächsten Jahren ebenfalls realisiert werden. „Gerade die Zukunftsfähigkeit im Sinne der Anpassung an neue Anforderungen des Systems hat uns bewogen, den Ausbau nun rechtzeitig zu beginnen, damit wir in 2028 eine sichere und einsatzerprobte Lösung zu haben“, sagt Dr. Daniel Wolter, Technischer Leiter der Stadtwerke Service Meerbusch Willich.

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Über EMH
Die 1984 gegründete EMH Energie-Messtechnik GmbH ist spezialisiert auf Mess- und Prüftechnik für die Energieversorgung. Das mittelständische Unternehmen mit Sitz in Brackel entwickelt und produziert Präzisionsmess- und -Prüfgeräte für den Bereich Strom, Spannung und Leistung sowie Online-Analysegeräte für das Isolieröl von Leistungstransformatoren. Neben Standardprodukten liefert EMH kundenspezifische Individuallösungen in Form von Sonderanlagen. Die Produkte werden im Rahmen der Prüfung von Elektrizitätszählern bei eichrechtlich zugelassenen Prüfstellen und bei Verteilnetzbetreibern bzw. Messstellenbetreibern sowie bei Herstellern von Elektrizitätszählern verwendet. Zum Leistungsspektrum von EMH gehört auch die Kalibrierung von Messgeräten für elektrische Gleich- und Wechselgrößen mit einer Genauigkeit von bis zu 51 ppm.

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