Überwachung und Steuerung der Niederspannung bei der ÜZ Mainfranken.

Zukünftig sollen immer größere Mengen an flexiblen Lasten wie Wärmepumpen, E-Autos, Speicher usw. in das Energiesystem integriert werden und markt- und netzdienlich wirken. Um Engpässen entgegenzuwirken, müssen die Netzbetreiber präventiv steuernd in ihr Niederspannungsnetz eingreifen – ohne überhaupt zu wissen, was genau dort vor sich geht, weil die unteren Netze heutzutage fast nirgendwo gemessen und überwacht werden. Die gleiche Problematik besteht beim Verteilen und präventiven Abregeln überschüssiger Stromerzeugung. Inzwischen erhöhen Redispatch 2.0, die Novellierung von §14a EnWG, §9 EEG und weitere Regelungen den Handlungsdruck.

Im Netzgebiet der ÜZ Mainfranken in der Region Main-Steigerwald steht einer installierten Erzeugungsleistung von 430 MW eine Jahreshöchstlast von 70 MW entgegen. Schon heute wird dort bilanziell mehr Strom aus erneuerbaren Energiequellen erzeugt, als verbraucht wird. Dass ein Monitoring- und Steuersystem für die Niederspannung nicht nur zur Einhaltung rechtlicher Anforderungen dringend erforderlich ist, stand bei den Verantwortlichen bei der ÜZ schon längst im Fokus, und so sind sie beim finalen Beschluss von §14a EnWG im November 2023 schnell aktiv geworden.

Direkt zu Beginn des Projekts wurden unternehmensweit all diejenigen, die von der Novellierung des §14a EnWG betroffen sind, einbezogen – vom Netzbetreiber über den hauseigenen grundzuständigen Messstellenbetreiber bis hin zu den Lieferanten, um das Thema „Dynamische Tarife“ schon frühzeitig mitzudenken. Zunächst musste abteilungsübergreifend ein gemeinsames Verständnis der neuen Prozesse entwickelt werden, um darauf basierend zu definieren, welche Abteilung aus welcher Marktrolle heraus welche Aufgabe in diesem komplexen Zusammenspiel hat – ein ‚Mind Change‘, der bei der ÜZ schnell vollbracht war.

Viel schwieriger war die Aufgabe, aus vielen unterschiedlichen IT-Systemen einen konsistenten gemeinsamen Daten-Pool zu entwickeln und diesen zusätzlich mit minutenaktuellen Messwerten zu verschneiden. Denn die benötigten Daten liegen verteilt u. a. im GIS-/Netzplanungssystem, Energiedatenmanagement EDM und in der Verbrauchsabrechnung VA. Diese Systeme sind schlecht miteinander kompatibel, konnten nicht miteinander kommunizieren und alle Daten sind sehr heterogen. Das Ziel war eine zentrale Datenhaltung anstelle von aufwändigen Schnittstellen und ständiger Synchronisierung der Einzelsysteme.

Eine ähnliche Ausgangslage besteht bei fast allen Netzbetreibern in der KISTERS-Kundschaft. Inzwischen haben die KISTERS-Expert:innen gute Erfahrungen darin, gemeinsam mit den Kunden festzulegen, wie ein sinnvoller systemübergreifender Daten-Pool strukturiert sein sollte, um eine minutenscharfe Überwachung und Steuerung der Niederspannung zu ermöglichen.

Seit Start des Pilotprojekts Ende 2023 haben die ÜZ und KISTERS Schritt für Schritt die KISTERS-IT-Lösung an die individuellen Begebenheiten der ÜZ angepasst, ausgiebig getestet und dabei insgesamt einen starken Fokus auf Praxistauglichkeit gelegt. Aus der Zusammenarbeit der ÜZ mit KISTERS und dem Austausch auf Augenhöhe sind viele praxisnahe Funktionalitäten entstanden, die nun über das Hosting in der KISTERScloud direkt auch anderen Netzbetreibern zu Gute kommen, beispielsweise zur Visualisierung von Live-Daten.

Komplettlösung für Netzbetreiber aus einer Hand.

Alle Prozessschritte für Netzbetreiber – von der Datenintegration und der Verschneidung mit minutenaktuellen Messdaten über die Überwachung und Prognose von Netzzuständen bis hin zur Ableitung von präventiven Steuerungsmaßnahmen – sind von KISTERS-Software-Komponenten abgedeckt, wie u. a. dem Niederspannungscockpit, dem FlexManager und einem Stammdatenmodul.

Datenintegration aus allen beteiligten IT-Systemen.

Der Aufbau eines Ad-hoc-Managements für die Niederspannungsnetzbereiche der ÜZ erfolgte, indem Stammdaten aus unterschiedlichen Quellsystemen integriert wurden. Dabei kam ein flexibles KISTERS-System zur Datenintegration zum Einsatz. So wurden Stammdaten aus GIS/Netzplanung und Netzleittechnik mit MaKo-gängigen Stammdaten aus den Verbrauchsabrechnungs-/ERP-Systemen und später auch mit den Messwerten aus den Smart Meter Gateways kombiniert.

Hohe Dynamik, minütliche Auswertung von Massendaten.

Eine wichtige Anforderung an eine §14a-Lösung ist eine hohe Dynamik, um minutenaktuell die gemessenen Werte aus den ONS aufzunehmen und auszuwerten. Die massendatenfähige KISTERS-Lösung prognostiziert Netzzustände, erkennt kritische Situationen und leitet präventive Steuerungsmaßnahmen ab.

Überwachung mit dem Niederspannungscockpit.

In einem neuen Niederspannungscockpit läuft die Überwachung der Ortsnetzstationen und Niederspannungsnetzbereiche der ÜZ. Es umfasst Funktionalitäten wie Datenauswertung, Alarmierung und die Weitergabe von Gruppensteuerbefehlen für Engpasssituationen an den KISTERS FlexManager.

Flexibilitätsmanagement in der Niederspannungsebene.

Der KISTERS FlexManager kann zur Maßnahmenberechnung die parallel anzusteuernden Flexibilitäten hinsichtlich ihrer Steuerbarkeit verwalten und zur Einzelsteuerung die vom Messstellenbetreiber (MSB) bereitzustellenden Steuerkanäle ad-hoc nutzen.

CLS-Lösung für Messstellenbetreiber.

Optional kann die KISTERS-Lösung für Messstellenbetreiber angebunden werden. Diese kann u. a. Messdaten aus den Smart Meter Gateways der MSB empfangen, auswerten und weitergeben, sowie die Schaltung der CLS durchführen.