Die regulatorischen Voraussetzungen für das Steuern in der Niederspannung sind schon vor einigen Monaten geschaffen worden. Im operativen Netzbetrieb ist es jedoch längst noch keine Selbstverständlichkeit. Wobei man nicht vergessen darf, dass die Bundesnetzagentur mit ihrer Festlegung zur Umsetzung des § 14a EnWG zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen in das Verteilnetz klargestellt hat, dass das „Dimmen“ von Wärmepumpen oder Wallboxen nur das letzte Mittel sein dürfe, um einen Netzengpass zu verhindern. Zur täglichen Praxis darf es auf der Verbrauchsseite nicht werden.

Derzeit sind zahlreiche Pilotprojekte im Gange, mit denen sich die Netzbetreiber auf den Ernstfall vorbereiten. So hat vor wenigen Wochen beispielsweise Westfalen Weser Netz im Rahmen eines solche Projekts den Betrieb eines Niederspannungsleitsystems aufgenommen. Voraussetzung dafür war die erfolgreiche Anbindung eines von Envelio entwickelten Niederspannungsleitsystems (NS-Scada) an das CLS-Management, das vom Smart-Meter-Gateway-Administrator Gwadriga betrieben wird. Parallel dazu werde der Voll-Rollout intelligenter Messsysteme einschließlich der Ausstattung mit Steuerboxen vorbereitet, hieß es dazu in einer gemeinsamen Mitteilung von Gwadriga und Envelio.
 
Durchgängige Prozesskette realisiert
 
Das Niederspannungsleitsystem basiert auf der Intelligent Grid Platform von Envelio und bildet das Netz als digitalen Zwilling ab. Über diesen werden Netzzustandsdaten gemäß TAF 10 übermittelt, sodass eine kontinuierliche Überwachung des Niederspannungsnetzes möglich ist. Bei auftretenden Engpässen können über das CLS-Management automatisiert Steuerbefehle ausgelöst und gezielt an steuerbare Anlagen übermittelt werden.

Für Westfalen Weser Netz bedeutet dies einen wesentlichen Schritt auf dem Weg zur Umsetzung des § 14a EnWG. „Eine besondere Herausforderung bei diesem Projekt war, dass das Niederspannungsleitsystem nicht über die Cloud abgebildet, sondern aus Sicherheitsaspekten direkt on-premises in unser Prozessdatennetz integriert werden musste“, erklärt Dennis Hunting. Neben der Anbindung an das CLS-Management seien auch Schnittstellen zum ERP-System, zum Geoinformationssystem, zu Fernwirkgeräten sowie zum Mittelspannungsleitsystem umzusetzen gewesen, so der Projektmanager NS-Scada bei Westfalen Weser Netz.

In den kommenden Monaten soll die Lösung zunächst in 20 Niederspannungsnetzen mit zwei Betriebsstellen sowie der Leitstelle des Netzgebiets pilotiert werden. Dazu sind Tests bei „Friendly Usern“ vorgesehen. Darüber hinaus seien in allen Ortsnetzstationen dieser Netze Vorrichtungen zur Niederspannungsabgangsmessung installiert worden. Auf dieser Grundlage sollen Betriebserfahrungen gesammelt und ein Bedienkonzept entwickelt werden, bevor ein Rollout im gesamten Netzgebiet erfolgt. Nach Angaben von Gwadriga und Envelio wurde mit dem Projekt erstmals eine durchgängige Prozesskette für die Steuerung in der Niederspannung aufgebaut, die sich auch auf weitere Projekte übertragen lasse. 

Für den Datenaustausch zwischen ERP-Systemen und Niederspannungsleitsystemen (NLS) hat jüngst die Edna-Projektgruppe „§14a“ eine Standardschnittstelle entwickelt. In dieser Gruppe sind sowohl Hersteller von Abrechnungssoftware als auch von Steuerungslösungen vertreten.

„Bislang war völlig unklar, wie die Anbindungen der NLS an die ERP-Systeme der Netz- und Messstellenbetreiber zum Austausch von Stamm- und Prozessdaten aussehen sollte“, sagt Frank Technow. Mit der neuen Schnittstelle liege nun ein einheitlicher Standard vor, der eine stabile Grundlage für das Steuern in der Niederspannung schaffe, so der Leiter der Projektgruppe von der IVU Informationssysteme GmbH.

Die Schnittstelle basiert auf einer REST-API und ist damit nach Darstellung der Projektgruppe auf die Verarbeitung großer Datenmengen ausgelegt. Technow zufolge bestand die zentrale Herausforderung darin, unterschiedliche fachliche Perspektiven von ERP- und NLS-Anbietern zusammenzuführen. „Die größte Herausforderung bei der Entwicklung war es, die unterschiedlichen Sichten aufseiten der ERP- und NLS-Anbieter auf einen gemeinsamen Nenner zu bringen. Das ist durch einen intensiven Austausch, wie er bei Edna auch sonst unter Wettbewerbern gepflegt wird, gelungen.“

Die Projektgruppe beabsichtigt, die Schnittstelle nun den zuständigen Gremien im VDE FNN sowie dem BDEW vorzustellen. Dort könnte sie nach Vorstellung der Beteiligten weiterentwickelt und als Branchenstandard zur Verfügung gestellt werden.
Dass die wirtschaftliche Umsetzung des § 14a EnWG für die Netzbetreiber grundsätzlich ein großes Thema ist, wurde auch bei den diesjährigen „Super Impact Days“ − früher hießen sie einmal „Stadtwerke Impact Days“ − Ende Januar in Lübeck deutlich. Es fängt schon bei der Frage an, ob die Engpasserkennung über Messtechnik oder eine Berechnung erfolgen soll. Für beide Wege hat das Forum Netztechnik/Netzbetrieb beim VDE als Regelsetzer die Tür geöffnet.
 
Engpassermittlung eher durch Messung als durch Berechnung
 
Nach Überzeugung von Frank Bauer von Smight ist eine Stationsmessung der einfachste Weg. Innerhalb von einer halben Stunde lasse sich eine Ortsnetzstation digitalisieren, rechnete er beim Event in der Hansestadt vor. Es sei gar nicht so kompliziert und nur relativ einfache Messtechnik erforderlich. Mit rund 150 Verteilnetzbetreibern arbeite das Unternehmen, das solche Messtechnik anbietet und als Corporate Start-up aus der EnBW ausgegründet wurde, mittlerweile zusammen, berichtete Bauer.

Für eine Engpassberechnung müsse man viel mehr Aufwand betreiben. Es müssten dann nämlich rund 70 Prozent aller Messstellen mit intelligenten Messsystemen ausgestattet sein, was die Kosten auf das Vier- bis Fünffache der Stationsmessung treibe. Erst wenn man in minütlicher Granularität Strom und Spannung bei diesen 70 Prozent ermittle, könne man aus den Berechnungsmodellen die entsprechende Qualität ziehen und von einer objektivierten Engpasserkennung sprechen. Wenn man sich allerdings vor Augen führe, wie langsam der Rollout intelligenter Messsysteme vorankomme und welcher organisatorische Aufwand mit Terminvereinbarungen sowie Geräte- und Monteursdisposition notwendig sei, sei es für viele Netzbetreiber geradezu „verrückt“, den Weg der Berechnung zu gehen.