Unser Energiesystem erfährt einen grundlegenden Umbruch. Dezentralisierung, Dekarbonisierung und der immer größer werdende Anteil von erneuerbarer Energie im Mix prägen das aktuelle Geschehen. Die Energielast variiert immer mehr und der Netzbetrieb wird immer digitaler. Verteilnetzbetreiber brauchen für die Anpassung an diese Herausforderungen neue Fertigkeiten, um Resilienz, Flexibilität, Transparenz und Sicherheit zu gewährleisten und zu verbessern. Neue Lösungen helfen dabei dem gerecht zu werden. Der Schlüssel liegt in der Intelligenz am Endpunkt, am Grid Edge einer Infrastruktur von intelligenten Zählern.
Im laufenden Jahrzehnt steht in ganz Europa der flächendeckende Smart-Meter-Rollout an, was zu riesigen Datenmengen führen wird, die jeden einzelnen Tag gesammelt werden. Diese werden heute schon für die Abrechnung genutzt – mit diesen Daten ist aber viel mehr als das möglich. Landis+Gyr stellt drei exemplarische Anwendungsfälle vor, die zeigen wie Verteilnetzbetreiber mehr aus der „Intelligenz“ im Netz machen können und zwar bei Umspannwerken, am Anschlusspunkt von Industriekunden und bei großen Solarfeldern am Niederspannungsnetz.
1. Transparenz im Anlagenmanagement und in der Investitionsplanung erhöhen
Die zunehmende Dynamik im Verteilsystem durch den wachsenden Anteil an erneuerbaren Energiequellen, Elektrofahrzeugen und Speichern erschwert es immer mehr, Investitionen in das Niederspannungssystem zu planen. An allen Anschlusspunkten zum Niederspannungsnetz werden durch intelligente Messpunkte jedoch Daten generiert. Diese Datensätze liefern genaue Informationen nicht nur für die Abrechnung, sondern auch für das Anlagenmanagement. Mit Hilfe der Daten aus Smart Metern sowie Messeinrichtungen an Umspannwerken kann der betrieblichen Status der Transformatoren abgeschätzt und damit das Anlagenmanagement und die Planung entscheidend verbessert werden.
Insbesondere können elektrische Messungen an Trafostationen verarbeitet und in Kontext zu anderen Informationen gestellt werden, wie beispielsweise die spezifischen Eigenschaften der jeweiligen Systeme oder Typen, um bessere Vorhersagen über die betriebliche Lebensdauer der Transformatoren zu treffen. Mit diesem Wissen können Verteilnetzbetreiber ihre Investitionen auf Grundlage konkreter Daten planen und sind nicht auf teure und unzuverlässige Schätzungen angewiesen.
2. Regelmäßige Berichte zur Netzqualität sorgen für eine stabile Versorgung
Spannungsmessungen bieten eine hohe Genauigkeit und dienen somit der Analyse bzw. Vermeidung komplexer Netzbetriebsprobleme. Diese Daten können auf verschiedene Arten verarbeitet und wiedergegeben werden – dabei sind nicht alle im täglichen Geschäft von Nöten. Neue, intelligente Endpunkte sind in der Lage nur die relevanten Messungen weiterzuverarbeiten und einen Alarm auszulösen, wenn die Stromqualität gefährdet ist.
Ein Alarm setzt bei Verletzung der Netzqualitätsstandards einen Prozess in Gang, der auf die gesamten Daten des Zählers, bei dem das Problem festgestellt wurde, zugreift und diese ausliest. Damit ist es jetzt möglich herauszufinden, ob es sich um ein einmaliges Problem handelt oder ob es regelmäßig auftritt. Diese Information ist sehr nützlich für Verteilnetzbetreiber, um notwendige Investitionen ins Netz und Instandhaltungsarbeiten besser einschätzen zu können. Durch den Zugriff auf Daten benachbarter Zählpunkte können Verteilnetzbetreiber außerdem unkompliziert überprüfen, ob das Problem auf Seite des Netzes oder des Kunden liegt. Mit diesem Wissen können sie notwendige Maßnahmen ergreifen, um die Netzstabilität zu gewährleisten, ohne dabei unnötige Konflikte mit Industriekunden hervorzurufen.
3. Dezentrale Spannungsregelung möglich machen
Wenn zunehmende dezentrale Energieressourcen an das Netz angeschlossen werden, wird die Spannungsreglung zu einem kritischen Thema für Verteilnetzbetreiber. Sie müssen Mittel und Wege finden, um die Spannung innerhalb sicherer Grenzen zu halten und einen stabilen Netzbetrieb zu gewährleisten. Durch eine neu installierte PV-Anlage kann die Spannung im Niederspannungsnetz und insbesondere am Anschlusspunkt erhöht werden. An dieser Stelle ist jedoch ein Abrechnungszähler installiert, welcher besonders smart sein muss, um neben der Energieabrechnung auch mögliche Spannungsverletzungen zu vermeiden: Basierend auf der gemessenen Spannung wird ein Befehl durch dieselbe intelligente Messeinrichtung an den Wechselrichter des Solarmoduls gesendet, der ihn anweist mit Blindleistung zu kompensieren und falls nötig die Wirkleistungserzeugung zu verringern.
Verteilnetzbetreiber haben somit einerseits Transparenz über lokal implementierte Spannungsregelungsschemata, und andererseits die Fähigkeit, zügig darauf zu reagieren. Der Zähler kann nämlich mit verschiedenen Systemen „sprechen“, wie beispielsweise dem SCADA-System (Supervisory Control and Data Acquisition), mit dem der Verteilnetzbetreiber immer weiß was gerade im Netz passiert. Befehle können sowohl an den Endpunkten über das lokale Steuerungsschema als auch aus der Ferne durch SCADA ausgelöst werden.
Alle drei Anwendungsfälle öffnen Türen für weitere Ideen und Programme, um mehr aus den Daten an den Endpunkten des Netzes zu machen – entweder lokal, direkt an dem Messgerät oder zentral auf Systemebene.
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