SMIGHT

Theorie und Praxis: Herausforderungen und Regularien auf dem Weg zum digitalen Verteilnetz

Verteilnetzbetreiber müssen sich in den nächsten Jahren auf grundlegende Veränderungen einstellen: Das Messstellenbetriebsgesetz oder der vieldiskutierte § 14a EnWG (in Ausarbeitung) steigern massiv die Anforderung an die Digitalisierung der Niederspannungsnetze.

In unserem Webinar am 03.05.2023 um 11 Uhr bringen wir ein wenig Licht ins Dunkel. Mit dabei sind: Prof. Dr. Ulbig von der RWTH Aachen und Dr. Wünsche, Geschäftsführer der Stadtwerke Völklingen Netz GmbH.

Hier geht es zur Aufzeichnung.

Treffen Sie uns in Essen in Halle 5, Stand 5-404 und sehen Sie live

• wie einfach und schnell der Einbau der SMIGHT-Technologie ist.
• wie übersichtlich die phasen- und abgangsscharfen Daten im SMIGHT IQ aufbereitet sind.
• wie Ihnen die Daten als Entscheidungsgrundlage helfen können.
• welche Neuerungen wir für Sie vorbereitet haben.

Wir freuen uns auf Ihren Besuch!

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Die Regionalnetze Linzgau stehen aktuell vor der Herausforderung, die bestehenden Netze fit für die Zukunft zu machen. Nach einem achtwöchigen Pilotprojekt hat sich der Netzbetreiber in Bodenseenähe für IoT-Sensorik von SMIGHT entschieden und rüstet damit nun nach und nach seine Ortsnetzstationen aus. Nicht nur für die Netzplanung und bei Netzanschlussfragen in Neubaugebieten beziehen die Mitarbeitenden die Erkenntnisse aus der SMIGT-Lösung in ihre Arbeit mit ein. Auch im Netzbetrieb sorgen die Messdaten für mehr Transparenz und Klarheit.

Um zu erfahren, wie es um das Niederspannungsnetz tatsächlich steht, wollten sich die Regionalnetze Linzgau nicht mehr auf Theorien und Berechnungen verlassen. Konkrete Messdaten sollten künftig dabei helfen, das Netz besser einschätzen zu können und den weiteren Ausbau wirtschaftlich zu gestalten. Auf der Suche nach einem geeigneten System hat sich das Unternehmen vom Bodensee verschiedene Systeme angeschaut und sich mit anderen Netzbetreibern ausgetauscht. „Es gibt zwar verschiedene Ansätze, aber die Herausforderungen für die Netzbetreiber sind doch im Kern dieselben“, erklärt der Technische Geschäftsführer Andreas Radl. Neben Redispatch2.0 und dem Rollout der intelligenten Messsysteme stehen bei den Regionalnetzen alltägliche Aufgaben wie die Erschließung von Gewerbe- und Wohngebieten, die Einbindung der EEG- und PV-Anlagen sowie der Elektromobilität an: sowohl in den Neubau- als auch in den älteren Wohngebieten.

Aktion versus Reaktion. Theorie und Praxis

Bis zum Jahr 2022 waren die Regionalnetze Linzgau eher traditionell unterwegs: Die Netzplanung und Netzberechnung erfolgte auf Grundlage der Anmeldungen von Wallboxen, PV-Anlagen und Wärmepumpen. Und genau hier weichen Realität und Netzberechnung oft auseinander. Die Unsicherheit, ob die Berechnung und Annahmen richtig oder falsch sind, schwang immer mit. „Wir wissen ja gar nicht, ob die Wallboxen wirklich schon zum Laden benutzt werden, oder nur im Zuge der Förderung installiert wurden“, erklärt Andreas Radl. „Eine Wallboxanmeldung sagt nicht einmal aus, ob der Kunde auch tatsächlich ein E-Auto hat.“

Betriebsführung: Altes Netz, begrenzte Möglichkeiten 

Vor allem in den älteren Wohngebieten der 60er und 70er Jahre gestaltet sich die Umsetzung der Energiewende eher problematisch, speziell in den Bereichen Elektromobilität und Wärmepumpen. Ein akuter Platzmangel erschwert den Ausbau: Platz für neue Ortsnetzstationen fehlt schlichtweg und Kabelneuverlegungen sind vor allem in der Altstadt ein schwieriges Unterfangen. „Das Netz dort ist in der Regel älter und dennoch – oder gerade deswegen – ist zumindest ein partieller Ausbau erforderlich. Aus diesem Grund ist wichtig zu erfahren, wo wir genau ansetzen müssen und das Netz nur dort ausbauen, wo es tatsächlich notwendig ist.“

Hier kam die Lösung SMIGT Grid2 der SMIGHT GmbH ins Spiel, denn was die Regionalnetze Linzgau benötigten, waren Daten aus der Niederspannung als fundierte Grundlage für ihre weitere Netzplanung. „Die Zeit rennt. Neue Wohngebiete kommen, der Ausbau findet statt und wir haben eine Lösung gesucht, die schnell im Einsatz ist, damit wir damit arbeiten und Erfahrungen sammeln können.“

Bei der Auswahl des passenden Systems waren Andreas Radl und seinem Team vor allem der Einbauaufwand und Platzbedarf in der Ortsnetzstation sowie das Handling im Betrieb wichtig. Auch der Anbietersupport war ein wichtiges Kriterium. Und Andreas Radl ergänzt: „Alles steht und fällt jedoch mit der Mitarbeiterakzeptanz. Es bringt nichts, wenn ich mich für ein System entscheide, aber die Mitarbeitenden damit nicht arbeiten können oder wollen und keinen Mehrwert darin sehen.“

Um zu prüfen, ob die SMIGHT-Technologie die gewünschten Anforderungen erfüllt, entschied sich das Unternehmen für eine achtwöchige Pilotphase. Drei Stationen wurden mit SMIGHT Grid2 ausgerüstet: bestehend aus Sensoren, Wandler und Gateway. Bereits 15 Minuten nach der Installation waren die ersten Daten auf der Softwareplattform SMIGHT IQ sichtbar.

Die schnelle Installation und Verfügbarkeit von echten Daten überzeugten die Mitarbeitenden schnell von der SMIGHT-Lösung. Der Einbau der Hardware in eine Ortsnetzstation ist in weniger als 60 Minuten abgeschlossen und kann bei laufendem Betrieb vom eigenen Personal durchgeführt werden.

Nach der Pilotphase stand schnell fest, dass die SMIGHT-Lösung die richtige Wahl ist und alle genannten Kriterien erfüllte. Für die Regionalnetze war das Pilotprojekt sehr hilfreich, um zu realisieren, wie die Auslastung der Netze tatsächlich ist. „Tatsächlich haben uns die Messdaten gezeigt, dass die Kabel in der Regel nicht so hoch belastet sind, wie vermutet,“ erklärt Andreas Radl. „Und doch haben wir mit der SMIGHT-Lösung die Möglichkeit, bei Bedarf die Synchronität der einzelnen Phasen zu steuern – auch wenn wir das momentan noch nicht müssen.“

Die Regionalnetze werden also nicht sofort die knapp 70 Ortsnetzstationen ausrüsten, sondern priorisieren nach Sinn und Dringlichkeit. Weitere zehn Stationen möchten die Regionalnetze Linzgau in den nächsten Wochen einbauen und die SMIGHT-Lösung gezielt auch in die Netzplanung miteinbeziehen. Ein weiterer Ausbau ab 2024 ist bereits eingeplant. Vor allem im Altstadtbereich sollen die Stationen mit IoT-Sensorik ausgerüstet werden. Aber auch in den Neubaugebieten, sowohl bei der Erschließung als auch bei der Bebauung, wollen die Regionalnetze die Daten aus den Ortsnetzstationen heranziehen, um Hotspots zu identifizieren und die Auslastung im Netz besser zu prognostizieren. Faktoren wie Elektromobilität, Wärmepumpen und PV-Anlagen können hier berücksichtigt werden.

Andreas Radl resümiert: „SMIGHT-Lösung hilft uns dabei, Investitionen strukturiert gezielt und bewusst anzugehen.“ Konkret heißt das: Die Regionalnetze investieren nur da, wo es wirklich nötig ist. Aber auch im täglichen Betrieb unterstützt SMIGHT Grid2 die Mitarbeitenden in den Betriebsabläufen und wird zum Beispiel bei Um- oder Freischaltungen genutzt. So gibt es in einem Netzbereich Autohäuser mit großer Ladeinfrastruktur, den die Regionalnetze mit SMIGHT Grid2 messtechnisch begleiten können.

Foto: Die Installation SMIGHT Grid2: bestehend aus Sensoren, Wandler und Gateway. Quelle: Regionalnetze Linzgau GmbH

Mithilfe von Echtzeitdaten sorgt SMIGHT für einen effizienten Netzbetrieb und damit für das Gelingen der Energiewende. Jetzt wird das einstige Innovationsprojekt der EnBW zur eigenständigen GmbH ausgegründet.

***offizielle Pressemitteilung von EnBW***

Mehr Tempo bei der Energiewende: So lautete das zentrale Ziel der Bundesregierung. Bereits 2030 sollen mindestens 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs aus grüner Energie stammen. Auch in der Gesellschaft verstärken aktuelle, geopolitische Entwicklungen den Wunsch nach Energieautarkie – wie die stark ansteigende Nachfrage nach PV-Anlagen, Wärmepumpen und Wallboxen für E-Autos zeigt. Für die rund 850 deutschen Verteilnetzbetreiber eine Herausforderung. Denn vielfach fehlt es auf der sogenannten „letzten Meile“ an Informationen über die tatsächliche Auslastung.

Das EnBW-Start-up SMIGHT hat diesen Bedarf früh erkannt: seit zwei Jahren liefert es mithilfe eines patentierten Sensors Echtzeitdaten – die Grundlage für einen effizienten Netzbetrieb. Mit rund 35.000 installierten Messpunkten hat sich SMIGHT in kurzer Zeit zu einem der führenden Anbieter für Netz-IoT-Lösungen (Internet of things) entwickelt. Damit SMIGHT diese Marktposition weiter ausbauen und leichter Partnerschaften eingehen kann, folgt jetzt die Ausgründung zur eigenständigen GmbH. Das junge Unternehmen bleibt mehrheitlich in „EnBW-Hand“. Oliver Deuschle und Robin Rudat übernehmen die Geschäftsleitung des Start-ups mit Sitz in Karlsruhe.

Volle Transparenz im Verteilnetz

Herzstück ist der Stromsensor SMIGHT Grid2. Er ist passgenau auf die Betriebsabläufe im Verteilnetz abgestimmt und kann – unterstützt durch die Installations-App – in jede Ortsnetzstation eingebaut werden. Dafür wird der Sensor einfach an die jeweiligen Kabelabgänge geklemmt. Die dann erhobenen Daten werden mittels Mobilfunk-Gateway an SMIGHT übertragen, ausgewertet und Netzbetreibern anschließend in einem speziellen Web-Portal zur Verfügung gestellt. „Transparenz im Netz ist immens wichtig. dafür braucht es viele Messpunkte und deshalb eine Lösung, die einfach zu installieren und damit flächentauglich ist. Das unterscheidet uns von anderen Anbietern“, sagt Robin Rudat.

Innovative Lösungen für die Energiewende

Aktuell nutzen bereits mehr als 40 Netzbetreiber die IoT-Lösung von SMIGHT – Tendenz steigend. „Netzbetreiber suchen neue digitale und schnell zu integrierende Lösungen braucht, um ihre Netze mit Blick auf Erneuerbare und E-Mobilität auch weiterhin effizient und sicher betreiben zu können“, erklärt Deuschle. „Unser Ziel ist es, sie dabei zu unterstützen. Dafür wollen wir die größte Netzdatenbasis Deutschlands aufbauen. Nur wenn wir es gemeinsam schaffen die Netze fit für die Zukunft zu machen, gelingt die Energiewende.“

Foto: Robin Rudat (links) und Oliver Deuschle, Geschäftsführer der neuen SMIGHT GmbH. Quelle: SMIGHT

Die Stadt Herrenberg hat sich frühzeitig auf den Weg zur intelligenten Stadt gemacht. Deshalb ist es nur konsequent, dass – über den klassischen Smart City Gedanken hinaus – auch das Stromnetz digitalisiert wird. In 15 der örtlichen Trafostationen sammelt smarte Stromnetzsensorik der EnBW-Geschäftseinheit SMIGHT ab sofort und kontinuierlich Daten aus dem Verteilnetz.

Veränderungen im Netz früh erkennen

Damit hat man bei der Stromnetzgesellschaft Herrenberg das Netz genau im Blick und kann Veränderungen und Trends frühzeitig erkennen. Insbesondere mit Blick auf die Zunahme der E-Mobilität und die Energiewende möchte man vorbereitet sein. „Dass sich die zunehmende Anzahl an dezentralen Erzeugungsanlagen und an E-Fahrzeugen auf unsere Stromnetze auswirken wird, steht außer Frage“ kommentiert Jens Gehrt, Technischer Geschäftsführer der Stromnetzgesellschaft Herrenberg. „Auch deshalb hat man sich in „Smart Herrenberg“ für die Digitalisierung des Verteilnetzes entschieden.
In bestehenden Trafostationen wurde patentierte Sensorik verbaut, um an den Niederspannungs-kabeln die Stromstärke zu messen. Die Messdaten aus der Station stehen dann dem Netzbetreiber grafisch aufbereitet in einem Web-Portal zur Verfügung.

Hotspots für E-Mobilität identifizieren

Im Moment sind rund 10% der Trafostationen in Herrenberg mit der Lösung SMIGHT Grid ausgestattet. Basierend darauf kann man bereits Ableitungen für den Gesamtzustand des Netzes treffen. „Im Moment sehen wir noch keine besorgniserregenden Peaks in den Daten“ erklärt Jens Gehrt, „Das ist zunächst beruhigend, aber kein Grund sich zurückzulehnen.“ Im nächsten Schritt will man durch weitere Datenanalysen herausfinden, wo in den nächsten Jahren mit der Zunahme von E-Mobilität zu rechnen ist.
Mit Hilfe der Ergebnisse aus der Analyse will der Netzbetreiber dann weitere Trafostationen mit Sensorik ausstatten. So kann man im Netz genau dort hinschauen, wo mit vermehrter Dynamik zu rechnen ist und wenn nötig entsprechende Maßnahmen ergreifen.

*** gemeinsame Pressemitteilung Stromnetzgesellschaft Herrenberg & SMIGHT ***

Foto: In Herrenberg hat man das Verteilnetz dank Messtechnik von SMIGHT nun bestens im Blick. Personen im Bild v. r. n. l.: Jens Gehrt, techn. Geschäftsführer Stromnetzgesellschaft Herrenberg, Claus Fleck, Projektierung Netze BW, Stefan Metzing, kaufm. Geschäftsführer Stromnetzgesellschaft Herrenberg; Bildquelle: Stromnetzgeselllschaft Herrenberg

Rheinfelden: ED Netze GmbH hat schon jetzt die Zukunft im Blick, wenn im Zuge der Energiewende auch im Niederspannungsnetz immer mehr Steuerungsaufgaben anfallen werden. Dafür braucht es rechtzeitig mehr Transparenz im Netz, die über Live-Daten sichergestellt wird. Der südbadische Netzbetreiber hat daher eine weitsichtige Messstrategie erstellt. Dafür wurden auf Basis einer Evaluierung aller ED-Netze-eigenen Ortsnetzstationen in Zusammenarbeit mit enersis suisse AG insgesamt 460 Trafostationen ausgemacht, die gemessen werden sollen. Diese werden mit patentierter Stromnetzsensorik von SMIGHT ausgestattet. 2022 werden dafür SMIGHT-Sensoren der 2. Generation in 100 Umspannstationen eingebaut, nachfolgend sollen zusammen noch einmal 180 weitere Stationen smarter werden. Bereits 2021 wurden 180 Stationen mit SMIGHT-Geräten der 1. Generation ausgestattet. 

Weil der Strom nun zwei Richtungen kennt
Bislang waren die Stromnetze auf einen Energiefluss ausgelegt, der nur eine Richtung kannte – vom Erzeuger zum Verbraucher. Das ändert sich durch die wachsende Zahl dezentraler Einspeiseanlagen. Dafür braucht es eine Messdaten-Erfassung, die aus den Ortsnetzstationen perspektivisch intelligente Knotenpunkte macht. 

Dazu Franziska Heidecke, Fachbereichsleiterin „Digitalisierung und Innovation“ bei ED Netze: „Schon jetzt ist klar, dass wir Verteilnetzbetreiber langfristig ein smartes Einspeise- und Lastmanagement auf den letzten Metern zwischen den Ortsnetzstationen und den einzelnen Haushalten und Verbrauchern benötigen. Nach dem Einbau des SMIGHT Grid-Systems im Vorjahr in 180 Stationen unseres Niederspannungsnetzes in und um Donaueschingen haben wir festgestellt, wie uns die Live-Messdaten bei der bedarfsorientierten Netzplanung helfen. Daher werden wir diese Datenerfassung auf unser ganzes Netzgebiet ausweiten. Mit dem Aufrüsten von rund zehn Prozent aller Ortsnetzstationen können wir unser Versorgungsgebiet zukünftig optimal betrachten.“ 

Vom Wahlverhalten bis zur Sonnenscheindauer
Für die Auswahl der einzubindenden Ortsnetzstationen wurde enersis mit einer breit angelegten Datenanalyse beauftragt. Das Schweizer Software-Unternehmen griff nicht nur auf anonymisierte Stammdaten des südbadischen Netzbetreibers zurück, sondern setzte bei seiner Evaluierung, welche Trafostationen für eine zukunftsfähige Messstrategie sinnvoll sind, zudem auf eine Vielzahl externer Daten. 

Thomas Koller, enersis-Geschäftsführer, erklärt: „Es wurden rund 230 technische, kaufmännische wie auch soziodemographische Eigenschaften betrachtet. Neben dem bisherigen und prognostizierten Hochlauf der Erneuerbaren Energien flossen auch die Sonnenscheindauer, die Anzahl der Einfamilienhäuser und das Wahlverhalten mit in die neue Cluster-Methodik und -Auswertung der Ortsnetzstationen von ED Netze ein, um nur ein paar Beispielfaktoren zu nennen. Dies geht weit über das hinaus, was dafür üblicherweise betrachtet wird. Das ‚Spannende‘ daran: Aufgrund der Fülle an verwerteten Daten haben wir dabei auf Künstliche Intelligenz gesetzt. Die Komplexität der Datenvielfalt wäre sonst kaum zu bewältigen gewesen.“  

Der Informatiker ergänzt: „Damit haben wir zusammen mit ED Netze deutschlandweit eine Benchmark gesetzt, wie differenziert Ortsnetzstationen-Cluster heute gebildet werden können – und wie fundiert damit die Messstrategie eines Netzbetreibers vorbereitet werden kann.“ 

Einbau von Sensoren der 2. Generation
Fortgesetzt wird damit die erfolgreiche angelaufene Zusammenarbeit mit SMIGHT. Die 2021 verbauten SMIGHT-Sensoren messen bereits die Stromstärke an den einzelnen Abgängen der Ortsnetzstationen und liefern viertelstündlich detaillierte Informationen, wann dort wo wie viel Strom in Summe verbraucht wird. 2022 kann ED Netze nun SMIGHT– Geräte der 2. Generation einbauen, die nicht nur den Strom, sondern auch die Spannung messen – und damit auch die Richtung des Stromflusses erfassbar machen. 

„Ein großer Vorteil“, betont Franziska Heidecke von ED Netze: „Bislang konnten wir mit SMIGHT Grid bereits in Echtzeit und standortgenau feststellen, wo die Stromnetze an ihre Kapazitätsgrenzen kommen. Jetzt aber werden wir auch wissen, ob wir zum Abfragezeitpunkt eine Nachfrage- oder Einspeise-Situation an den Abgängen der Ortsnetzstation haben. Dadurch werden die Messdaten noch wertvoller für unsere vorausschauende Netzplanung – und eine ideale Basis für zukünftige Steuerungsaufgaben im Niederspannungsnetz.“ 

*** Pressemitteilung ED Netze GmbH ***

Im örtlichen Verteilnetz der Kurstadt Bad Wildbad erhebt smarte Stromnetzsensorik von SMIGHT ab sofort kontinuierlich Daten. Dadurch ist man bei den Stadtwerken stets über die Last im Netz informiert und kann Veränderungen frühzeitig erkennen. Auf die Herausforderungen der Energiewende ist der Netzbetreiber so optimal vorbereitet und kann bei Bedarf Maßnahmen ableiten.

Der Anstoß für das Projekt kam aus einem Treffen mit Geschäftsführer*innen anderer Netzbetreiber aus Baden-Württemberg. Im Austausch erfuhr Peter Buhl, Geschäftsführer Stadtwerke Bad Wildbad GmbH & Co. KG, von der SMIGHT-Lösung und wie andere Stadtwerke diese bereits in ihren Verteilnetzen einsetzen. 

Stromnetz unter Druck

Auch in Bad Wildbad beobachtet man die Zunahme der E-Mobilität im Land und diskutiert die Herausforderungen, welche durch Energie-, Mobilitäts- und Wärmewende auf Netzbetreiber zukommen. Worauf man bislang keine Antwort hatte, war die Frage nach der tatsächlichen Netzauslastung und welche Auswirkungen eine steigende Anzahl von E-Fahrzeugen, Wärmepumpen und PV-Anlagen haben werden.

„Hier wollen wir kein unnötiges Risiko eingehen und die bisher hohe Versorgungssicherheit beibehalten“, sagt Peter Buhl, „Deshalb nutzen wir bereits in dieser frühen Phase der Energiewende SMIGHT Grid, um unser Netz zu digitalisieren und aussagekräftige Daten zu erheben.“ Die IoT-Lösung SMIGHT Grid umfasst patentierte Sensorik, die an Niederspannungskabeln die Stromstärke misst. Der Einbau dauert pro Trafostation weniger als eine Stunde und wurde vom eigenen Personal durchgeführt.

Daten geben Sicherheit

Die Messdaten werden aus der Station mit Hilfe eines Gateways per Funk an eine IoT-Plattform übertragen. Um diesen Prozessschritt sowie die Überwachung der installierten Geräte kümmert sich SMIGHT, sodass sich die Stadtwerke Bad Wildbad auf die Analyse und Nutzung der Daten konzentrieren können. Diese stehen dem Netzbetreiber grafisch aufbereitet, jederzeit abrufbar über ein sicheres Web-Portal zur Verfügung.

„Die Daten, die wir aus 15 ausgewählten Trafostationen erhalten, geben uns mehr Sicherheit“ erklärt Peter Buhl. Anhand der Messungen kann man sehen, dass sich die Last im Netz aktuell noch im Normalbereich bewegt. „Wir haben nun einen sehr guten Einblick in unser Netz, können Veränderungen frühzeitig erkennen und entsprechend reagieren.“ In Bad Wildbad fühlt man sich gut gerüstet für die Zukunft und kann durch diesen Digitalisierungsschritt das Verteilnetz vorausschauend planen und betreiben.

Foto: Die Kurstadt Bad Wildbad erhebt mit smarter Stromnetzsensorik von SMIGHT Daten aus dem Verteilnetz. Quelle: Stadtwerke Bad Wildbad