SMART GRIDS: Perspektivisch ein Niederspannungsleitsystem

Nach der Festlegung der Bundesnetzagentur zum Steuern von Verbrauchsanlagen müssen die Verteilnetzbetreiber nun deren Vorgaben umsetzen. Simon Koopmann sieht dafür zwei entscheidende Voraussetzungen: Zum einen benötigen die Netzbetreiber ein gutes Abbild des Netzes – einen digitalen Zwilling. „Zum anderen müssen Messdaten erfasst werden, etwa an den Abgängen der Ortsnetzstationen, die dann mit dem Netzmodell verknüpft werden“, sagt der Geschäftsführer der Eon-Tochtergesellschaft Envelio im Gespräch mit E&M. Nur so könne überhaupt erst einmal der Netzzustand ermittelt werden, von dem aus man dann auf mögliche Steuerhandlungen oder Ausbaumaßnahmen schließen kann. Eine wesentliche Herausforderung dabei sei die Erfassung der Daten, die häufig in isolierten Systemen liegen, die zum Teil schon vor Jahrzehnten implementiert wurde und deshalb auch nicht „rechenfähig“ seien.

Allerdings waren die Netzbetreiber nach Koopmanns Erfahrung in den vergangenen Jahren nicht untätig. „Eine ganze Reihe von ihnen ist schon seit mehreren Jahren dabei, digitale Zwillinge aufzubauen“, weiß der Chef von Envelio, das nach eigenen Angaben mit seinem Kundenstamm und seinen Smart-Grid-Produkten rund 45 Prozent der deutschen Mittel- und Niederspannungsnetze abdeckt. Die Echtzeitüberwachung der Niederspannungsnetze sei in den meisten Fällen noch in einer Pilotphase. Einige der Netzbetreiber, so berichtet Koopmann, nutzen solche Modelle allerdings schon produktiv für andere Zwecke, wie etwa die Automatisierung der Anschlussprüfung. „Die große Herausforderung wird jetzt sein, das Teststadium hinter sich zu lassen und die Modelle zu skalieren“, betont er.

Echtzeitüberwachung meist noch in der Pilotphase

Im Gespräch erläutert er, dass die Schnittstellen zwischen den einzelnen Systemen eine große Herausforderung sind, das eigene Produkt – eine Smart-Grid-Plattform – mit seiner Bibliothek an Datenintegrationsmodulen allerdings eine Lösung dafür darstellt. Individuelle Schnittstellen zu bauen, sei damit nicht notwendig. „Dass alle Verteilnetzbetreiber ihre Daten in einem Standardformat zur Verfügung haben und zur Verfügung stellen, ist nun mal nicht die Realität. Deshalb haben wir uns der Realität angepasst“, so Koopmann.

Wenn die Daten zusammengetragen und verknüpft sind, muss auch eine Handlungsanweisung oder -empfehlung, gegebenenfalls die Steuerung von Verbrauchern, erfolgen. Dann werden die Steuersignale generiert und an den Messstellenbetreiber übermittelt. „Im betroffenen Netzgebiet kann es aber mehrere Messstellenbetreiber geben, weil es ja grundsätzlich eine wettbewerbliche Funktion ist. Deshalb musste hier eine Standardschnittstelle, die sogenannte Edifact API beziehungsweise BDEW API, geschaffen werden, an deren Entwicklung wir auch beteiligt waren“, erläutert Koopmann. Diese Standardschnittstelle sei jedoch erst mit der Festlegung der Bundesnetzagentur abschließend definiert worden.

Dies ist nach seiner Ansicht auch ein wesentlicher Grund, warum offensichtlich noch kein Netzbetreiber die Steuersignale erzeugen und verschicken kann. „Denn wenn man sauber nach § 14a EnWG bei einer entsprechenden Netzsituation steuern möchte, muss man über diese Schnittstelle gehen“, so Koopmann.

Da es die klassische Leitwarte nur auf der Hochspannungs- und zum Teil noch auf der Mittelspannungsebene gibt, muss das Steuersignal an anderer Stelle generiert werden. „Wir reden hier über eine neue Lösung, die perspektivisch zu einem Niederspannungsleitsystem entwickelt wird“, erklärt der Envelio-Geschäftsführer.