Smart Grid: LoRaWAN® macht Verteilnetze wirklich smart
Veröffentlicht: 29. Jan 2024
Die Energiewende stellt die Verteilnetzbetreiber (VNB) in Deutschland vor große Herausforderungen. Auf der einen Seite müssen immer mehr Photovoltaik (PV)-Anlagen ans Netz angeschlossen werden. So gilt seit Anfang dieses Jahres in vielen Bundesländern die Pflicht, bei Neubau oder umfassender Sanierung von Gebäuden PV-Anlagen auf dem Dach zu installieren. Andererseits führt die Dekarbonisierung der Sektoren Wärmeversorgung und Mobilität dazu, dass immer mehr Wärmepumpen und Ladesäulen ans Stromnetz (Smart Grid) angeschlossen werden, was die Volatilität zwischen Stromerzeugung und -verbrauch zusätzlich verstärkt und die Lastverläufe dynamisiert. Darüber hinaus hat sich das Stromverbrauchsverhalten durch den Trend zu Homeoffice und flexibler Arbeitszeitgestaltung verändert, es lässt sich immer schwieriger in Standardlastprofilen abbilden.
Mangelnde Transparenz verbessern
Diese Veränderungsdynamik trifft vielerorts auf unvorbereitete Infrastrukturen. Weil in der alten Energiewelt obsolet, sind Niederspannungsnetze in den seltensten Fällen mit Leittechnik ausgestattet. Die Datenkenntnis endet meist am Niederspannungstrafo. Über die Lastsituation einzelner Netzstränge sind keine Informationen vorhanden. Wollte man bislang Transparenz erzeugen, erforderte dies eine aufwändige Überwachung der Lasten durch Schleppzeiger. Defekte Trafos und Überlastungen im Niederspannungsnetz wurden meist erst im Störfall entdeckt. Auch detailliertere Informationen über Bezug und Einspeisung an einzelnen Netzknoten fehlten bislang.
Zwar lassen sich nachteilige Effekte und Überlastungsgefahren durch das netzdienliche Steuern von Erzeugern und Verbrauchern sowie Stromspeichern dämpfen. Aber die physischen Grenzen der Netzbelastung werden dadurch nicht verschoben und die tatsächlichen lokalen Betriebszustände bleiben weiterhin intransparent. Zudem sind die Netzbetreiber dazu angehalten, alle sonstigen Maßnahmen zur Netzstabilisierung auszuschöpfen, bevor kurative Steuerungsvorgänge vorgenommen werden. Das Ziel ist ein Smart Grid.
Große Hoffnung liegt darin, auch die Messwerte intelligenter Messsysteme (iMSys) für die Abschätzung des Netzzustandes und der Betriebsmittelauslastung heranzuziehen. Hierzu mangelt es derzeit allerdings noch an einer ausreichenden Anzahl ausgestatteter Messstellen. Zeitgleich werden die Einspeise- und Entnahmeszenarien durch den Hochlauf der E-Mobilität und den forcierten Übergang zur elektrifizierten Gebäudebeheizung über Wärmepumpen schon heute zusehends volatiler. Energiewirtschaftlich relevante Daten allein reichen als Grundlage für die Steuerung und die Planung des Ausbaus von Verteilnetzen nicht aus. VNB müssen zusätzliche Messungen in Ortsnetzstationen und Kabelverteilerschränken etablieren, um die Energieflüsse in ihren Netzen transparent zu machen. Das hat auch die Bundesnetzagentur (BNetzA) als verordnungsermächtigte Behörde erkannt.
Der § 14a EnWG sieht nun Nachweispflichten über den Netzknotenzustand vor, wenn VNB steuerbare Verbraucher netzdienlich steuern und schalten.
Mit LoRaWAN® ist die Überwachung von Niederspannungsnetzen mit einfachen Mitteln realisierbar, indem Echtzeitdaten beispielsweise aus Ortsnetz-Trafostationen übertragen werden. Dazu müssen diese mit entsprechender Sensorik ausgerüstet werden. Die gewonnenen Daten können an zentraler Stelle ausgewertet und im Netzinformationssystem für die Netzsteuerung zur Verfügung gestellt werden. Messen und überwachen lassen sich unter anderem die Temperatur des Trafos, Stromstärke von Abgängen, Spannung einzelner Phasen, Netzfrequenz, Phasenwinkel, Stromrichtung und viele weitere Parameter.
IoT-Netze bieten Monitoring
Dank Internet of Things (IoT)-Technologie ist ein Smart Grid heute mit einfachen Mitteln realisierbar. In vielen Städten existieren bereits Long Range Wide Area Network (LoRaWAN®)-Infrastrukturen oder befinden sich im Aufbau. Über diese Funknetze lassen sich ohne Mehrkosten auch Echtzeitdaten aus Ortsnetz Trafostationen übertragen. Dazu müssen diese nur mit entsprechender Sensorik ausgerüstet werden. Die gewonnenen Daten können an zentraler Stelle ausgewertet und den verschiedenen Fachabteilungen des Netzbetriebs zur Verfügung gestellt werden. Neben der Netzleitwarte können regelmäßig auch Netzplaner oder Netzbetriebsverantwortliche Mehrwerte aus den erhobenen Daten heben.
IoT-basierte Überwachung von Verteilnetzen
Wie sieht die IoT-Überwachung im Idealfall aus? ZENNER bietet eine Lösung an, die aus sechs Komponenten besteht:
#1 Hardware
Marktgängige Messgeräte (z.B. Multimessgeräte, Spannungsmesser, Rogowski-Spulen) können per LoRaWAN®-Bridge ausgelesen werden. ZENNER bietet eine kompakte Messbox für Kabelverteilerschränke an, die Überwachungsfunktionen bündelt und ihre Bereitstellung vereinfacht. Ebenfalls in Feldtests befindet sich ein Edge-Device für Ortsnetzstationen. Dieses Gerät komprimiert und bearbeitet die Messdatenmengen vor Ort und schöpft die zur Verfügung stehenden LoRaWAN®-Übertragungskapazitäten optimal aus.
#2 Monitoring
Hier kommt die element IoT-Plattform von ZENNER zum Einsatz, die Messwerte und Verläufe je Messpunkt nahezu in Echtzeit erfasst und anwendungsfallspezifisch vorverarbeitet.
#3 Störungsmanagement
Es können Schwellwerte pro Abgang oder Messpunkt definiert und erfasst werden. Bei Schwellwertüberschreitung erfolgt eine Störungsmeldung per SMS, E-Mail oder Alarmdashboard. Das Erstellen von Statistiken und des SAIDI-Wertes zählt ebenfalls zum Leistungsumfang.
#4 Visualisierung mit GridLink
GridLink von ZENNER bietet die niederschwellige Möglichkeit, Einblick in die Daten der IoT-verknüpften zu erhalten. Von der Auslastung ganzer Netzknotenpunkte bis zur Analyse abgangsweiser Schieflasten – die App arbeitet die erhobenen Rohdaten bedarfsgerecht auf, um den Netzbetreiber optimal bei deren Auswertung zu unterstützen.
#5 Integration in das NIS
Alle per Monitoring gewonnenen Daten können in das Netzinformationssystem (NIS) des VNB geleitet werden. Dort liegen bereits die statischen Kennwerte des Netzes und seiner Betriebsmittel hinterlegt mitsamt deren Verknüpfung vor. Die Sicht auf alle statischen und dynamischen Asset-Parameter ermöglicht realitätsgetreue Lastflussberechnungen und Zustandsabschätzungen.
#6 Anbindung der Netzleitstelle
Die Messwerte werden mit Element Scada mittels IEC 60870 5 104-Standard als Software as a Service z.B. an die Leitstellen-Hardware weitergeleitet. Element Scada kann beliebig viele IEC 104-Slaves verwalten und Telegramme an beliebig viele Adressräume (IEC 104 MASTER#) senden. Die physische Netztrennung wird durch einen separaten Industrie-PC gewährleistet.
Fazit
IoT macht Verteilnetze wirklich smart! Erst kombinierte Informationen aus Messwerten, die per iMSys an den Ein- und Ausspeisepunkten im Netz gewonnenen werden, und technischen Zustandsdaten der Assets, die IoT-basiert verfügbar gemacht werden, ermöglichen einen jederzeit sicheren und wirtschaftlich optimalen Netzbetrieb im Smart Grid. Abgesicherte Informationen stellen auch die Netzausbauplanung auf ein sicheres Fundament.
VIDEO: Ortsnetz-Trafostationen überwachen mit LoRaWAN®
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