Smart Grid: Steuern ohne Box

15.09.2020 – Die Smart Grids-Forschungsgruppe der Technischen Hochschule Ulm (THU) testet das netzdienliche Zusammenspiel von Erzeugern und Lasten. Die Datenübertragung und Steuerung erfolgen über die Theben CONEXA 3.0 Performance, die Anwendungen stecken im CLS-Mehrwertmodul.

Wenn in der baden-württembergischen Universitätsstadt Ulm die Sonne scheint, speisen örtliche PV-Anlagen bis zu 37,8 MW ins Netz ein. „Betriebsdaten von diesen Anlagen stehen dem Netzbetreiber aktuell nur sehr sporadisch zur Verfügung“, berichtet Prof. Gerd Heilscher, Leiter des Smart Grid-Forschungslabors der THU. Bisher sei zudem kein Organisationsprozess etabliert, der die Vielzahl und Vielfalt der dezentralen Einspeiser und potenziell flexiblen Lasten koordiniert. Auch die Netzbetriebsparameter wie Netzbelastung oder Spannung werden noch nicht im notwendigen Umfang erfasst und ausgetauscht.

Im Rahmen des SINTEG-Forschungsprojekts C/sells gehen Prof. Heilscher und sein Team in enger Zusammenarbeit mit der Netzgesellschaft der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm diese Herausforderung an.

Daten und Steuerung verbessern

Im Smart-Grids-Testgebiet Einsingen, einem Vorort mit Wohnbebauung, sind 23 PV-Anlagen installiert, die aktuell bereits Planungs- und Betriebsgrößen für das Stromnetz liefern. Ein weiteres Testfeld ist das Ortsnetz in Hittistetten, einem Ortsteil mit über 1 MW installierter PV-Leistung, in dem neben privaten „Prosumern“ auch landwirtschaftliche und gewerbliche Betriebe zu Verbrauch und Erzeugung beitragen. „1.012 MWh Last pro Jahr stehen hier 1.274 MWh Solareinspeisung gegenüber“, konkretisiert der Projektleiter – eine Situation, der bislang nur mit erheblichem Netzausbau begegnet werden kann.

Aufbau Hardware-Basis SMGW Conexa 3.0 Performance Theben
Beim Prosumer wird das BSI-zertifizierte SMGW CONEXA 3.0 Performance mit CLS-Mehrwertmodul und der THU-Applikation zur bidirektionalen Kommunikation mit Energieanlagen installiert. (Grafik: Theben AG)

Um mittelfristig die Netzstabilität auch durch intelligente Steuerungsmechanismen sowohl der Einspeiseleistung als auch der Last zu unterstützen, wird in diesen Netzzellen ein bidirektionaler ­Datenaustausch mit PV-Wechselrichtern, Heim-Batteriespeichern, Power-to-Heat-Systemen und E-Ladeeinrichtungen implementiert und erprobt. Im Fokus der Forscher stehen zum einen die realen Daten aus dem Netz, wie Prof. Heilscher erläutert: „Für eine zuverlässige Bestimmung des Netzzustands sind besonders Betriebsinformationen der steuerbaren Anlagen von großer Bedeutung. Damit erhalten Netzbetreiber die notwendige Transparenz über das Verhalten der dezentralen Energiesysteme. Die Informationen aus dem Feldversuch sollen helfen, die Netzzustandsbewertung und -prognose zu verbessern.

Zum anderen geht es um die Erprobung von Steuerungsprozessen unter realen Bedingungen. Dabei haben die Forscher nicht nur eventuelle Notfallmaßnahmen im Blick, die bei Netzengpässen erforderlich werden können. Gleichzeitig sollen Verfahren entwickelt werden, mit denen Prosumer ihren Eigenverbrauch optimieren und Flexibilitäten für die Stabilisierung der Netze zur Verfügung stellen können. So lassen sich Netzengpässe bereits im Vorfeld vermeiden.

Technische Hochschule Ulm_Forschungsgebiet Smard Grid
Bild: Technische Hochschule Ulm

Im C/sells-Projekt der THU wird das Monitoring und die Betriebsführung des Verteilnetzes auf verschiedenen Ebenen getestet und demonstriert. Bild: Technische Hochschule Ulm

  1. Datenerfassung durch iMsys und CLS-Gateways in realer Umgebung gemeinsam mit dem VNB
  2. Bestimmung der Genauigkeit der Netzzustandserfassung in Abhängigkeit zu der Anzahl der erfassten Messwerte in einer Netzzelle
  3. Demonstration der Kommunikationsstrecke mit standardisierten Protokollen zwischen den dezentralen Energiesystemen, der experimentellen Verteilnetz-Leitwarte der THU und der Anbindung an einen regionalen Flexibilitätsmarkt.
  4. Evaluation der Messwerte über iMsys und CLS-Gateways mit den Ergebnissen einer detaillieren Netzsimulation
  5. Anlagensteuerung und Eigenverbrauchsoptimierung durch iMsys und CLS-Gateways
  6. Netzdienliche Betriebsweise von Prosumer-Anlagen (PV, Batterie, Wallbox und Heizstab)
  7. Abstimmungskaskade über Standard-Protokoll in der Simulation sowie im Feldtest
  8. Regionaler Flexibilitätsmarkt
  9. Flexible Betriebsweise von Prosumer- und gewerblichen Anlagen

Intelligentes Messsystem als Basis

Erprobt werden die Prozesse im Rahmen einer BSI-konformen Smart-Meter-Infrastruktur, welche für Prof. Heilscher auch mit Blick auf die künftigen Prozesse im Verteilnetz die beste und naheliegendste Plattform darstellt. „Wir haben hier zertifizierte, hoch abgesicherte Systeme, die mittelfristig bei vielen Prosumern und Einspeisern installiert sein werden – die sollten wir nutzen“, so der Projektleiter.

Genau das geschieht in den beiden Netzzellen, wo erstmals die Prozesse, die im Smart Grid Labor entwickelt und getestet wurden, jetzt im Feld gemeinsam mit realen Kunden zu erproben. Zum Einsatz kommen Smart Meter-Gateways vom Typ Theben CONEXA 3.0 Performance mit der Smart Metering Test-PKI, die von den Stadtwerken Ulm/Neu-Ulm Netze GmbH bereitgestellt und bei den unterschiedlichen Prosumern verbaut werden. Über die WAN-Schnittstelle kommunizieren sie mit der experimentellen Verteilnetzleitwarte, über die die Forscher im Rahmen des SINTEG-Projekts die Kommunikations-, Planungs- und Steuerungsprozesse des „Smart-Grid-Tests“ abwickeln.

Die Administration der SMGWs erfolgt über die Anbindung an das GWA-System der Schleupen AG. Die Anlagen der Prosumer – Einspeiser oder steuerbare Verbraucher – sind über die HAN-Schnittstelle (Ethernet) angeschlossen und kommunizieren über das IEC61850 Protokoll mit der experimentellen Verteilnetzleitwarte der THU oder untereinander. Die experimentelle Leitwarte ermöglicht es, die Netzdaten, Anlagenzustandsdaten und Flexibilität zum Infrastruktur-Informationssystem von C/sells, an einen Flexibilitätsmarkt sowie einen simulierten ÜNB zu übertragen.

Die Verbindung zwischen der Leitwarte und den Anwendungen mit den dezentralen Energiesystemen erfolgt über ein CLS-Management der Firma MTG. Insbesondere die Prozesse für die Konfiguration von IMSys und CLS-Mehrwertmodulen mit GWA und CLS-Management erfodern aktuell noch einen hohen Aufwand. An der THU wurden dafür im Smart Grid Labor eine Infrastruktur für das automatisierte Testen der Komponenten aufgebaut.

Software im Mehrwertmodul

Zur HAN-Schnittstelle gehört bekanntermaßen auch ein Controllable-Local-System-(CLS-)Interface, das den Fernzugriff auf regelbare Erzeuger (Photovoltaikanlage, Blockheizkraftwerk) und unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen (Ladesäule, Nachtspeicherheizung) ermöglicht. Eine Steuerbox wird man bei den aktuell rund 50 angeschlossenen Prosumern jedoch vergeblich suchen. „Unsere Applikationen für die bidirektionale Kommunikation mit den dezentralen Energiesystemen kann bei der Theben CONEXA 3.0 Performance über das Mehrwertmodul unmittelbar implementiert werden“, erläutert Projektleiter Prof. Heilscher. „Das Gateway übermittelt dann direkt die notwendigen Steuersignale – sowohl für die Eigenverbrauchsoptimierung als auch im Kontext des Flexibilitätsmanagements und der Teilnahme an Regelenergiemärkten oder beim Einspeisemanagement.“

Dieses Konzept habe ihn überzeugt: „Mit der bidirektionalen Kommunikation über standardisierte Datenprotokolle wurde im Rahmen des SINTEG – C/sells Projekts die Digitalisierung der Energiewende demonstriert.“

Aktuell gilt es vor allem, das Zusammenspiel der unterschiedlichen Marktrollen und Systeme aus dem Labor in die Praxis zu übertragen und damit die Voraussetzung für massentaugliche Prozesse zu schaffen. (pq)

Technische Hochschule Ulm
Prof. Gerd Heilscher
gerd.heilscher@thu.de
www.studium.hs-ulm.de

Theben AG
Stephanie van der Velden
sv@theben.de
www.theben.de

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