Energieeffizienz ist ein immer noch unterschätzter Eckpfeiler der Energiewende. Das verwundert, lassen sich durch Effizienzgewinne nicht nur Ressourcen schonen, sondern Energie und Kosten einsparen. Welche Bedeutung Messen, Auswerten und Steuern für die Stromverteilnetzebene haben, erklären Lutz Beyer, zuständig für den Vertrieb des Messtechnik- und Lösungsanbieters PQ PLUS GmbH, und Thilo Schlesiger, Teamleiter des Operativen Geschäfts beim Verteilnetzbetreiber REDINET Burgenland GmbH.
„et“: Herr Schlesiger, als Verteilnetzbetreiber müssen Sie die Integration flexibler Erzeuger und neuer Lasten bewältigen. Wie sind Sie die Digitalisierung Ihres Netzes angegangen?
Schlesiger: Als kleiner Netzbetreiber betreiben wir ein Mittelspannungsnetz mit 131 eigenen Ortsnetzstationen, die wir nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) digitalisieren wollen und müssen. Wir haben uns vor ca. drei Jahren entschieden, das Thema aktiv umzusetzen – hardwareseitig mit dem Partner PQ PLUS, PS Insight für die Datenanalyse und dem GridCal-System für die optimierte Netzanalyse und -simulation. Für unsere Anlagen haben wir eine Retrofit-Lösung gewählt. Wichtig war zudem, dass uns im Zusammenspiel von Messtechnik und Software zeitnah Messergebnisse zur Verfügung standen, die nicht in irgendwelche Mit-Systeme eingebunden werden mussten. D. h., wir wollten möglichst schnell einen zuverlässigen Einblick in unser Netz gewinnen, ohne großen IT-Aufwand im Hintergrund betreiben zu müssen. Für uns war das gewählte Paket die stimmigste Variante.
Lutz Beyer, Vertrieb, PQ PLUS GmbH, und Thilo Schlesiger, Teamleiter Operatives Geschäft, REDINET Burgenland GmbH, geben Einblick in den praktischen Rollout und das Potenzial intelligenter Messtechnik für das Verteilnetz
„et“: Was ist beim Rollout zu beachten?
Schlesiger: Die Frage hat uns intensiv beschäftigt. Naheliegend scheint der Denkansatz, zunächst einmal nur die Punkte zu messen, von denen man weiß, dass es dort Probleme im Netz geben könnte. Aber aus unserer Erfahrung heraus kann ich sagen, dass dieser Ansatz in die Irre führt. Ein schlüssiges Gesamtbild lässt sich nur gewinnen, wenn man alle Stationen gebündelt abbildet. Wir haben ein eng vermaschtes Netz in der Mittelspannung und das zieht sich in die Niederspannung hinein. Mit der Messung nur einer von fünf Stationen und einer Verallgemeinerung über die gesamte Netzstruktur gewinnt
man keine allumfassenden Erkenntnisse, die informierte Entscheidungen erlauben.
„et“: Herr Beyer, vor der Herausforderung, ein Gesamtbild zu gewinnen, werden kleine wie große Verteilnetzbetreiber stehen. Wie können Sie da schnell mit passgenauen Lösungen helfen?
Beyer: Unser Ansatz ist, den Kunden Optionen zu bieten, die direkt anwendbar sind. Unsere Messtechnik- und Software-Lösung haben wir mit einem größeren Verteilnetzbetreiber – den Stadtwerken Krefeld – und PS Insight entwickelt. Anforderung war damals ein ausrollfähiger Standard, der auf ca. 1.000 Netzstationen passen musste und so installationsfreundlich ist, dass ein beauftragter Elektroinstallateur die Arbeit ausführen kann. Die Bausätze für die Messtechnik selbst sind modular gefasst und berücksichtigen unterschiedliche Bauformen. Ca. 95 % aller Konfigurationen, die wir bei Kunden sehen, decken wir über Standards ab. Sonderspezifikationen erfüllen wir aber auch – z. B. wenn bei küstennahen Lagen ein besonderer Korrosionsschutz aufgrund salzhaltigen Sprühnebels erforderlich ist. Generell setzen wir auf Robustheit. Die Elektronik hält -25 bis +70 °C aus. Da Überspannungsprobleme immer größer werden, ist Überspannungskategorie IV bei uns die Regel. Unsere Kundenerfahrung zeigt, dass sich die Investition in Digitalisierungslösungen mit innovativer Messtechnik im Netzbetrieb und mit sonstigen Anlageneffekten innerhalb von fünf Jahren rechnet.
„Die Digitalisierung der Verteilnetze wird zur unverzichtbaren Brückentechnologie auf dem Weg hin zu einem hochautomatisierten, effizienten Netzbetrieb. GridCal bietet die Verknüpfung von Infrastruktur- und Verbrauchsdaten und damit mögliche Netzberechnungen als neues Werkzeug für den Netzbetrieb. Damit lässt sich das Assetmanagement strategisch betreiben.“
Dipl.-Ing. Lutz Beyer, Vertrieb, PQ PLUS GmbH, Langensendelbach
„et“: Der Infrastrukturausbau hat mit Knappheiten zu kämpfen, Herr Schlesiger?
Schlesiger: Das stimmt, daher ist es von Vorteil, dass die Lösung auch mit relativ schmaler Personaldecke realisierbar ist. Die Retrofit-Variante lässt sich im Plug-and-Play-Verfahren installieren. Durch die eingesetzte Komponentenbauweise mit intelligenter Rechentechnik in der Speicherprogrammierbaren Steuerung (SPS) vor Ort ist eine Ortsnetzstation in zwei bis drei Stunden online im Monitoring sichtbar.
„et“: Muss für die Installation die Station temporär außer Betrieb genommen werden?
Beyer: Die vorhandene Installation wird einfach überbaut. Da muss nichts abgeschaltet werden. Ein Elektriker mit der Qualifikation „Arbeiten unter Spannung“ kann das einfach umsetzen. Die Komponenten – Messgerät, Log und Power-Quality-Erfassung sowie SPSAutomatisierung – sind miteinander verknüpft. Für die Datenübertragung sorgt ein normaler LTE-Funknetz-Router mit sicherer VPN-Übertragung oder, wenn vorhanden, eine LWL-Anbindung. Das ist alles einfach vorkonfektioniert: Die Hardware wird aufgesetzt und die Technik eingebracht. Das funktioniert sofort, wenn es unter Spannung gesetzt wird. Um zu kommunizieren, muss nur eine IP-Adresse eingestellt werden. Für die Mittelspannungswandler legt man noch über ein mehrstufiges Formular die Lage der Station fest.
Schlesiger: Die vorbereitenden Schritte vor der Installation sind minimal. „Lediglich“ der digitale Zwilling muss angelegt werden. D. h., die Daten der Ortsnetzstation – Gebäudedaten, Trafodaten, Stufung des Trafos, Mittelspannungsanlage, Niederspannungsgerüst inklusive der Abgangsbezeichnungen – müssen im Gridcal-Node angelegt werden, damit sie als digitaler Zwilling zur Verfügung stehen.
Sofortiger Nutzen: Überwachung von Grenzbereichen in Strom- und Spannungswerten
„et“: Wie nutzen Sie die Lösung in der Praxis?
Schlesiger: Wir machen unsere Messdatenerfassung 24/7, die wir über Edge-Computing in unseren Netzstationen auf den dort installierten physischen Servern speichern. Von dort bekommen wir dann zielgerichtet Benachrichtigungen bei Grenzwertüberschreitungen im Spannungs- bzw. im Strombereich, an denen wir unser Handeln orientieren.
„et“: Das heißt, sie halten die Datenmenge, die bei Ihnen in der Steuerungszentrale aufläuft, zunächst einmal bewusst klein?
Schlesiger: Große Verteilnetzbetreiber beginnen ihr Digitalisierungsprojekt unter der Maßgabe, erst eine IT-Infrastruktur inklusive Cloud aufzusetzen und die Frage der Systemeinbindungen in zu nutzende Mit-Systeme zu betrachten. Als kleiner Verteilnetzbetreiber wollten wir hingegen eine hohe Datenfluktuation vermeiden und schnell ins operative Doing kommen. Deshalb arbeiten wir direkt mit gezielten Informationen, wie Strom- und Spannungswerte, die uns das GridCal-System liefert, wenn wir in Grenzbereiche kommen. Wie Herr Beyer schon gesagt hat: Das System ist modular aufgebaut. Alle Mit-Systeme, die ich führe – wie ERP-Systeme, GIS-Systeme sowie intelligente Messsysteme usw. – sind eingliederbar und ergänzen das System. Für einen kleinen Netzbetreiber ohne umfangreiche IT-Infrastruktur, wie wir es sind, hat das den Vorteil, dass man sofort einen Mehrwert aus Messwerten und Daten schöpfen kann. Die Nutzung aller Daten aus dem GridCal-System inklusive der Anbindung in o. g. Mit-Systeme erfolgt schon aktiv neben dem Rollout. Da geht es im zweiten Schritt für uns um die Abbildung von Grafikdaten aus dem GIS-System zur Netzmodellierung. Damit findet die Berechnung und Simulierung des Verteilnetzes direkt im GridCal-Operator statt.
Im GridCal-System von PQ PLUS bildet die Netzstation zusammen mit dem Ortsnetz eine einzelne Zelle, die unabhängig von der Zentrale agiert. In der Zentrale werden über den GridCal-Operator die essenziellen Informationen der einzelnen Netz-Zellen zusammengetragen und gesteuert
„Für uns war es wichtig, die Digitalisierung des Verteilnetzes möglichst unkompliziert anzugehen. Das gelingt nur mit einer einfachen, überschaubaren und anwenderfreundlichen IT-Infrastruktur. Für uns zählt die Einfachheit in der Anbindung, gekoppelt mit einer verlässlichen Hardware.“
Thilo Schlesiger, Teamleiter des Operativen Geschäfts des Verteilnetzbetreibers REDINET BurgenlandGmbH, Zeitz
„et“: Überwachung und Steuerung laufen dann über den digitalen Zwilling in der Zentrale?
Schlesiger: Der digitale Zwilling befindet sich im GridCal-Node – also in der Ortsnetzstation. Er erfasst über die Messwandler alle Messwerte und liefert diese direkt an die SPS. Auf jeden verbauten Node lässt sich separat zugreifen, auf diesem sind alle Messdaten 24/7 hinterlegt. Durch eine zentrale Software – den GridCal-Operator – werden alle GridCal-Nodes im Zugriff zusammengeführt. Er dient als Leitzentrale“. Über den GridCal-Operator erfolgt das Handling und der direkte Zugriff auf alle Ortsnetzstationen. Das Handling des Visualisierens und des Eingreifens erfolgt erst, wenn mir eine Grenzwertverletzung gemeldet wird. Darüber hinaus wird in der Software auch das Netz gerechnet. Zudem stehen Softwaremodule zur Anschlussanfragenberechnung und zur Netzsimulation zur Verfügung.
„et“: Welche Erkenntnisse haben Sie bisher gewonnen?
Schlesiger: Wir haben seit 1990 sehr viel in unsere Stromnetze investiert – in die Mittel- und Niederspannung sowie in die Netzstationen. Politik und Bundesnetzagentur betonen die Bedeutung des Monitorings immer im Zusammenhang mit dem Zubau von Elektromobilität und PV-Anlagenleistung. Aus unserer Erfahrung macht die Strombelastbarkeit jedoch weniger Probleme. Kritische Grenzwerte sehen wir vor allem in der Haltung des Spannungsbandes nach EN 50160. Dazu ein aktuelles Beispiel aus unserem Mittelspannungsschalthaus. Wir sind Netzbetreiber ohne eigenes Umspannwerk. Unser vorgelagerter Netzbetreiber muss natürlich, um die Frequenzen stabil zu halten, an den 110-kV-Transformatoren Spannungsanpassungen im Umspannwerk durchführen. Wir haben zu Beginn unserer Messungen Meldungen erhalten, dass es in unseren Niederspannungsabgängen in den Ortsnetzstationen die Tendenz zu Grenzwertverletzungen in der Spannungshöhe gab. Das Problem konnten wir durch eine Stufung des Ortsnetztransformators schnell lösen. Damit bleiben die Abgänge, an denen sehr viele PVEinspeiser hängen, in den gewünschten Spannungsparametern, ohne dass es dort zu einer Abschaltung der Wechselrichter in den Kundenanlagen kam.
„et“: Was wäre früher passiert?
Schlesiger: Der PV-Anlagenbetreiber hätte sich gemeldet, weil sein Wechselrichter immer in Störung geht. Dann hätte man vor Ort eine Power-Quality-Messung eingebaut und im ungünstigsten Fall in drei Wochen ein konkretes Ergebnis ermittelt und damit Maßnahmen im Netz durchgeführt. Dank unserer automatischen Messdaten und der Visualisierung konnten wir in diesem Fall ad hoc handeln und die Spannungshöhe entsprechend anpassen, so dass der PV-Anlagenbetreiber weiter einspeisen konnte.
Mehr Transparenz schafft Spielräume
„et“: Messen und Auswerten helfen dann auch, Investitionsentscheidungen informierter zu treffen?
Beyer: Über ein gutes Grundkonzept der Datenerfassung lassen sich viele Gleichzeitigkeitsbetrachtungen beiseitelegen. Wenn man sieht, dass es an einer Stelle nur einmal im Jahr einen kurzen Ausreißer gibt, dann lässt sich das begrenzen. Da gibt die Messung die Sicherheit, dass man sein Netz nicht unmittelbar verstärken muss. Daten sind die Grundlage für eine vernünftige Bewirtschaftung und die Planung des Netzes.
„et“: Im nächsten Schritt geht es ja darum,zukünftig mit einem innovativen, intelligenten Verteilnetz auch zu steuern. Geht das jetzt schon?
Schlesiger: Grundvoraussetzung ist, dass ich Engstellen im System erkenne. Durch die Messdaten ist das für uns schon jetzt möglich. Und das GridCal-System mit seinen abgangsscharfen Aufzeichnungen kann mit den intelligenten Messsystemen und mit den nachgelagerten Steuerboxen kommunizieren. D. h., dass das GridCal-System über den Gateway-Administrator den Befehl gibt, pro Anschlussnehmer die Leistung auf bspw. 4,2 kW zu begrenzen. Auch hier ist wiederum ein funktionierendes und funktionales Grundsystem Voraussetzung. Denn nur ein komplettes Monitoring erlaubt es mir, diskriminierungsfrei
zu regeln.
Das GridCal-System ist modular aufgebaut. Verfügbar sind große Schränke mit Ausbaureserven für Akkumulatoren, Kompaktboxen bei geringerem Platzangebot bis hin zu Digitalleisten für Kompaktstationen
„et“: Wo sehen Sie jetzt schon klare Vorteile, die kostenrelevant sind?
Schlesiger: Die flächendeckende Messdatenerfassung sowie die damit verbundene Möglichkeit der schnellen Auswertung bringen uns entscheidende Vorteile im operativen Tagesgeschäft und lassen uns einen gezielten, kostenoptimierten Netzausbau für die Energiewende durchführen.
Beyer: Hier setzt auch die kontinuierliche Power-Quality-Messung an. Die UMD-Messgeräte messen, überwachen und melden Normverletzungen. In der Vergangenheit war hochspezialisiertes Personal nötig, um Probleme zu identifizieren, wobei Maßnahmen lediglich aus Momentaufnahmen abgeleitet werden konnten. Die Power-Quality-Messung und die Überwachung laufen in unserer Lösung immer mit. D. h., der Anwender erkennt Verschiebungen, bevor es zum Ernstfall kommt, da er sie sofort sieht und darauf reagieren kann. Er hat Einblick ins Netzverhalten und kann lernen, wie sich sein Netz verhält. Die Software unterstützt dabei, nicht im Blindflug unterwegs zu sein.
„et“: Transparenz hilft, Fehler aufzudecken und Geld zu sparen …
Beyer: Dazu ein extremes Beispiel: Wir wurden einmal zu einem Netzbetreiber gerufen, wo ein industrieller Verbraucher mit seinen betriebsinternen Messgeräten festgestellt hatte, dass sein abgerechneter
Strom nicht mit seinem Verbrauch übereinstimmen kann. Wir haben unsere Messtechnik dann verbaut und konnten den Missmatch sofort bestätigen. Ergebnis: Der Netzbetreiber hatte den Wandlerzähler falsch eingestellt und über Jahre nur hälftig abgerechnet. Der Schaden, der in die Millionen ging, wäre ihm mit innovativer Messtechnik auf seiner Seite viel früher aufgefallen.
Datenhoheit im Blick
„et“: Wenn wir schon bei Schäden sind, liegt die Sicherheitsfrage nahe. Herr Beyer,wie steht es bei Ihrer Lösung um die Datensicherheit?
Beyer: Mit unserem System wird alles dezentral auf einem proprietären System in der Ortsnetzstation geloggt und dann – wichtig – in die eigenen Infrastrukturen übergeben. Viele unserer Kunden betreiben ihre Datenhaltung selbst und nutzen das Rechenzentrum ihrer Wahl. D. h., wir bieten in der Regel keine Cloud-Lösung an und damit auch kein Abomodell, bei dem jeder neu hinzukommende Datenstrom eines Messpunkts bezahlt werden muss. Meiner Meinung nach sollte jeder Kunde auf seine eigenen Daten kostenlos zugreifen können und Herr seiner Datenhistorie bleiben. Nur dann ist er auch künftig jederzeit in der Lage, Daten zu migrieren, ohne Wissen zu verlieren. Das ist ein strategischer Ansatz, den wir unseren Kunden ans Herz legen: Daten nicht in fremde Hände zu geben. Wir sehen gerade, dass es vor einer veränderten weltpolitischen Lage nicht mehr selbstverständlich ist, dass IT-Dienstleister, die große Cloud-Services anbieten, vor politischer Einflussnahme gefeit sind – Stichwort USA.
„et“: Herr Beyer, Herr Schlesiger, vielen Dank für das interessante Gespräch!
Effiziente Energiemanagement-Technik auch für industrielle Verbraucher
Unternehmen mit jährlich mehr als 2,5 GW Gesamtenergieverbrauch sind zur Einrichtung eines Energiemanagementsystems (EnMS) verpflichtet. Auch hier bestätigt sich die Erfahrung von PQ PLUS, dass eine Hauptmessung allein etwaige Probleme im Unternehmen nicht sichtbar macht. Erst mit der Nachrüstung von Zähler- und Messtechnik wird häufig deutlich, wo ein Unternehmen seine Physik in Ordnung bringen muss. In vielen Betrieben kommt heute bspw. sehr viel Leistungselektronik zum Einsatz. Diese können durch Belastungen und Ableitströme die Frequenzumformer stören. Hier hilft moderne Messtechnik, Gefährdungsszenarien frühzeitig zu identifizieren. Neben dem klassischen Energiemanagement, das die PQ-PLUS-Messtechnik in Verbindung mit ihrer Software bietet, lassen sich über sie auch Informationen gewinnen, die unternehmensstrategische Entscheidungen ermöglichen. Mit moderner Messtechnik lassen sich nämlich nicht nur Energieströme monitoren, sondern auch andere Medien wie Wassernutzung oder Tankverbräuche darstellen. Relevant wird dies insbesondere bei Vergleichsbetrachtungen von Anlagen oder Anlagenteilen. Kommt es zu Abweichungen, wird die Größendimension der Abweichungen und Verbräuche relevant, um bspw. über ein Retrofit, den Anlagentausch oder eine Stilllegung zu entscheiden. Möglich werden solche strategischen Entscheidungen erst, wenn auf Grundlage konkreter Daten eine Kosten-Nutzen-Analyse gemacht werden kann.
