Wie viel ist genug? Messtechnik in der Niederspannung…

E.ON und die RWTH Aachen wollen anhand realer Daten überprüfen, wieviel Messtechnik in der Niederspannung erforderlich ist, um den Netzzustand zuverlässig zu bewerten.

Mit dem Ausbau dezentraler Erzeugung und neuen Verbrauchern wird die genaue Kenntnis des Netzzustands in Niederspannungsnetzen immer wichtiger. Um Ausbaumaßnahmen gezielt zu planen oder Verbraucher zu steuern, ist ein kontinuierliches Netzmonitoring erforderlich. Dessen Qualität und Kosten hängen wesentlich von der Sensorik in den Ortsnetzen ab. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) macht dazu im Kontext von §14a EnWG klare Vorgaben: Wenn die Netzzustandsdaten ausschließlich über das intelligente Messsystem erfasst werden, müssen 15 Prozent der Hausanschlüsse ausgestattet werden. Werden zusätzlich Messdaten aus den ONS-Abgängen verwendet, reichen sieben Prozent aus.

Ob diese Vorgaben genau zielführend, überdimensioniert oder vielleicht gar zu niedrig angesetzt sind, wird derzeit wissenschaftlich überprüft.

Weniger Sensorik, mehr Effizienz?

Seit 2022 geht E.ON in Zusammenarbeit mit dem Institut für Elektrische Anlagen und Netze, Digitalisierung und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen dieser Frage nach. In einer ersten Studie mit rein synthetischen Messdaten deuteten die Analysen darauf hin, dass weniger Messtechnik als von der BNetzA gefordert ausreichend ist, besonders in ländlichen Gebieten. Selbst eine Anbindung von nur fünf bis zehn Prozent der Netzkunden, so die Ergebnisse der ersten Studie, könnte in vielen Fällen ausreichen, um den Netzzustand präzise zu überwachen, wenn sie mit Trafomessungen kombiniert wird.

Von der Simulation zum Messwert

Nun stehen erstmals reale Daten zur Verfügung, die diese Annahme bestätigen könnten. Diese werden seit Juni 2023 in einem Folgeprojekt von E.ON und dem IAEW sowie den Netzbetreibern Westnetz und Avacon erfasst und ausgewertet.

Unter dem Titel „Validierung von Smartifizierungsstrategien im Niederspannungsnetz anhand realer Infrastruktur“ wird reale Messtechnik eingesetzt, um die Netzzustandsermittlung in vier Niederspannungsnetzen, die aus dem E.ON Labs Netzgebiet der Avacon und Westnetz stammen, zu testen. Diese Netze wurden mit digitalisierten Ortsnetzstationen und einem überdurchschnittlich hohen Anteil intelligenter Messsysteme ausgestattet, die minütlich Daten zu Spannung, Strom und Wirkleistung liefern: Konkret wurden 70 Prozent der Anschlusskunden im Projekt mit intelligenten Messsystemen (iMSys) ausgerüstet, die minütlich sogenannte TAF10-Daten senden. Die gleichen Parameter werden auch an den Ortsnetzstationen überwacht. Diese Echtzeitdaten nutzt das IAEW, um den Zustand der Netze detailliert abzuschätzen und zu bewerten, wobei auch potenzielle Herausforderungen wie Datenlücken und Messfehler berücksichtigt werden.

Letztlich soll festgestellt werden, ob die von der BNetzA vorgegebenen Ausstattungsgrade tatsächlich notwendig sind oder ob bereits ein geringerer Anteil ausreicht, um den Netzzustand zuverlässig zu schätzen. Diese Erkenntnisse sind von besonderer Bedeutung, da eine pauschale Umsetzung der BNetzA-Vorgaben mit hohen Kosten verbunden wäre, die man gerade in ländlichen Gebieten eventuell vermeiden könnte. Die Ergebnisse des Projekts sollen bis Ende des Jahres vorliegen und in E.ONs zukünftige Smartifizierungsstrategie einfließen. (pms)

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