Ein zukunftsfähiges Netzmanagement in der Niederspannung ist wie ein Orchester, bei dem alle Instrumente harmonisch zusammenspielen. Ein abteilungsübergreifendes Team aus dem Bereich Netze der Thüga stimmt bereits seine Instrumente.

Netze in der Niederspannung werden zukünftig durch volatile Einspeiser und steuerbare Verbraucher zunehmend an ihre Grenzen kommen. Es wird daher immer wichtiger, die Netzzustände in der Niederspannung zu erfassen und eventuell zu beeinflussen. Messen, Daten übertragen und verarbeiten, steuern – das muss ein modernes Netzmanagement können. Seit Anfang des Jahres beschäftigt sich ein Projektteam aus den Abteilungen Netztechnik und Netzstrategie der Thüga damit. Das Ziel ist ein Netzmanagement-Baukasten mit aufeinander abgestimmten Lösungen, die individuell anwendbar, regulatorisch optimiert und über den Mandatseinkauf abrufbar sind. Es geht um vier Themenblöcke:

1. Hardware

Für das zukünftige Netzmanagement in der Niederspannung ist die Übermittlung von Informationen, insbesondere Messwerten, aus der Ortsnetzstation (ONS) notwendig. Digitale ONS liefern, unter anderem in Kombination mit NS-Schaltleisten, Abgangs-Messwerte, übertragen Schalterstellungen, teilen Störungen mit und überwachen bei Bedarf den Zutritt zur Station. Und mit Motorantrieben in der MS-Schaltanlage sind sie fernsteuerbar. Sophie Boche vom Bereich Netztechnik: „Unser Ziel ist, den Partnerunternehmen eine Muster-Konfiguration einer digitalen Station anzubieten. Diese beinhaltet Empfehlungen für alle vier Stationskomponenten (Stationskörper, Transformator, Schaltanlage, NS-Verteilung) einer ONS, die über unsere Thüga-Rahmenabkommen erhältlich sind.“

2. Daten übertragen

Damit eine ONS kommunizieren, also beispielsweise Messwerte übertragen kann, braucht es eine Kommunikationsanbindung über Mobilfunk, Glasfaser oder die 450-MHz-Frequenz. Im Schwerpunktthema „Fernwirktechnische Anbindung“ geht es darum, eine Empfehlung zu erarbeiten, wie ein standardisierter Fernwirkschrank für die Datenübertragung aufgebaut sein soll. „Es geht um Abmessungen, Protokolle, Schnittstellen, Security, Betriebsbedingungen, aber auch um Patch- & Device-Management“, so Simon Batdorf vom Bereich Netztechnik. Eine erarbeitete Empfehlung soll dann auch über die Thüga-Rahmenverträge verfügbar sein.

3. Daten speichern/verarbeiten

Das Teilthema „Datendrehscheibe“ betrachtet und vergleicht Systeme, die die Messdaten empfangen, speichern, aufbereiten und an eine Netzmanagement-Software weitergeben. Manche Netzmanagementsysteme beinhalten diese Funktion bereits, aber einige Netzbetreiber befürworten eine separate Lösung. Denn die Messdaten werden auch über das Echtzeit-Netzmanagement hinaus benötigt, zum Beispiel für die Netzplanung oder eine automatisierte Prüfung von Anschlussgesuchen.

4. Steuern

Die Netzmanagement-Software ermittelt die Netzbelastung und gibt Steuerbefehle an den Messstellenbetreiber weiter. Mit der Auswahl geeigneter Lösungen beschäftigt sich Mateo Lippich Golobart vom Bereich Netzstrategie gemeinsam mit rund einem Dutzend Netzbetreibern der Thüga-Gruppe bereits seit 2023. In Frage kommende Hersteller sind identifiziert und Ausschreibungsunterlagen werden derzeit erarbeitet.

Netzbetreiber benötigen Zeit, ihr Netzmanagement gesamtheitlich zu arrangieren und prozessual einzustimmen – die Thüga-Expertinnen und -Experten empfehlen genau deshalb, jetzt zu starten, und unterstützen gern. „Wer jetzt Zug um Zug neue Ortsnetzstationen gleich digitalisiert, hat zwar höhere einmalige Investitionskosten“, sagt Holl. „Aber Nachrüsten wäre aufwendiger und teurer. Außerdem bietet die Digitalisierung viele Mehrwerte, Prozesse zu optimieren, Ausfallzeiten zu minimieren und OPEX-Kosten zu reduzieren.“ Netzbetreiber sollten bereits heute mit der Digitalisierung zumindest in einem Teilnetz beginnen, um erste Erfahrungen zu sammeln.