Das Institut für Elektrische Energietechnik an der FHNW entwickelt in Zusammenarbeit mit Siemens, Arbon Energie AG und der Università della Svizzera italiana ein neuartiges System zur Überwachung von Verteilnetzen. Die Arbeiten erfolgen im Rahmen des «Swiss Competence Centre for Energy Research» (SCCER-FURIES).

Durch die Umsetzung der Energiestrategie 2050 wird sich die Anzahl von E-Auto Ladestationen und Photovoltaik-Anlagen erhöhen. Ohne technische Anpassungen kann dies zu unerwünschten Effekten im Niederspannungsnetz, wie beispielsweise Überlastung von Kabeln oder zu hoher Spannung, führen. Diese Effekte können durch die Installation von zusätzlichen Messungen erfasst und überwacht werden.

In diesem Projekt soll aufgezeigt werden, wie dies ohne zusätzliche, kostspielige Messgeräte, sondern stattdessen unter Verwendung von «Smart Meter» Messdaten erfolgen kann. Im Vergleich zu konventionellen Netzführungssystemen ist dies eine äusserst kostengünstige Methode, welche sich auch für kleinere Netze rechnet. In der Schweiz müssen bis 2027 80% der Endkunden mit «Smart Metern» ausgerüstet sein. Der Stromverbrauch und die Einspeisung werden von diesen digitalen Stromzählern viertelstündlich aufgelöst erfasst. Die Messdaten stehen anschliessend zur weiteren Verarbeitung zur Verfügung.

Die Stadt Arbon hat bereits in den Jahren 2008 – 2013 alle Kunden mit Smart Metern ausgestattet. Diese 10’000 Smart Meter werden seither automatisiert ausgelesen. Somit ist Arbon eine ideale Umgebung zur Entwicklung und Test des neuartigen Verfahrens, das die FHNW massgeblich mitentwickelt. Zur erfolgreichen Umsetzung mussten einige Herausforderungen bewältigt werden.

Herausforderung 1: Wie können die Daten unterschiedlicher Quellen vereinheitlicht werden?

Die Erschliessung der benötigten Datenquellen ist wegen der unterschiedlichen Formate und der gewaltigen Datenmengen eine besondere Herausforderung. Zunächst wurden Schnittstellen für die Netzdaten des geographischen Informationssystems (GIS; grün in Abb. 1), die Lastprofile und Messungen der Stromzähler (blau) und die Messungen an der Trafostation (orange) implementiert. Die Daten werden automatisch in einer Datenbank abgespeichert. Die Datenverarbeitung des gesamten Systems ist vollständig mit der Open-Source-Software «Python» umgesetzt worden.

Abbildung 1: Datenstruktur im Projekt

Abbildung 1: Datenstruktur im Projekt

Die Vereinigung der Daten in einer zentralen Datenbank ermöglicht es, für jeden Teil des Verteilnetzes der Stadt den Lastfluss und die Spannungssituation zu berechnen. Für weiterführende Auswertungen werden die Simulationsergebnisse in der Datenbank abgespeichert.

Herausforderung 2: Wie kann geprüft werden, ob die Daten vollständig und korrekt sind?

Die Validierung der Daten erfolgt in drei Stufen: auf Ebene des gesamten Arboner Netzgebiets, je Trafostation und zuletzt auf Gebäudeebene. Die Plausibilisierung erfolgt aufgrund des Vergleiches der theoretischen mit den tatsächlichen Leitungsverlusten im Netz, welche aus den Messdaten berechnet werden. Auf Ebene des gesamten Netzgebiets werden die Messwerte von ins-gesamt 10.000 Smart Metern aufsummiert und mit dem Gesamtlastgang der Stadt verglichen:

Abbildung 2: Gesamtlastgang der Stadt Arbonbestimmt durch Summierung von 10’000 Smart Metern (magenta) und durch Messung (gelb). Die Differenz zwischen den beiden Kurven (blaue Kurve) entspricht den Leitungsverlusten zwischen dem Unterwerk und den Endverbrauchern.

Abbildung 2: Gesamtlastgang der Stadt Arbonbestimmt durch Summierung von 10’000 Smart Metern (magenta) und durch Messung (gelb). Die Differenz zwischen den beiden Kurven (blaue Kurve) entspricht den Leitungsverlusten zwischen dem Unterwerk und den Endverbrauchern.

Auf Ebene der Trafostation wurden alle unterlagerten Stromzähler aufsummiert, diese mit dem Gesamtlastgang der Trafostation verglichen und eine Validierung wie auf Ebene des gesamten Netzgebiets durchgeführt. Mit dieser Vorgehensweise konnten beispielsweise auf Ebene der 2’400 Gebäude die Lastprofile von untergeordneten Stromzählern konsolidiert, und somit die Datengrundlage für die Netzanalysen verbessert werden.

Herausforderung 3: Massgeschneiderte Analysen und Visualisierung für den Verteilnetzbetreiber

Aus den geographischen Daten und den Kabeltypen, die in der Datenbank hinterlegt sind, wird ein elektrisches Modell des Netzes erstellt. Durch die Verwendung dieses Modells und der Smart-Meter-Messdaten wird die Belastung der Kabel und die Spannung an jedem Punkt im Netz berechnet.

Die zeitliche Darstellung des Spannungsverlaufs über einen Pfad im Netz ermöglicht es beispielsweise, die Auswirkungen von geplanten Photovoltaikanlagen im Netz zu bewerten. Abbildung 3 zeigt den aktuellen Spannungsverlauf entlang einer Leitung über einen Tag, Abbildung 4 die zu erwartende Spannung in der Leitung bei zusätzlicher Einspeisung von Photovoltaik-Strom. Die höhere Spannung bei Einspeisung von Solarstrom ist deutlich zu erkennen.

Abbildung 3: Spannungssituation ohne PV-Anlage

Abbildung 3: Spannungssituation ohne PV-Anlage

Abbildung 4: Spannungssituation mit PV-Anlage

Abbildung 4: Spannungssituation mit PV-Anlage

Ein Web-basierendes Visualisierungstool ermöglicht dem Verteilnetzbetreiber, die Situation in seinem Netz zeitabhängig in einer kompakten und übersichtlichen Form zu erfassen. Eventuell auftretende Engpass-Situationen können damit einfach identifiziert und lokalisiert werden. Mit diesen Informationen kann der Netzbetreiber gezielte, und damit kosteneffiziente Gegenmassnahmen zur Entlastung seines Netzes einleiten. Darüber hinaus kann er auf einfache Weise herausfinden, wie sich eine neue Photovoltaikanlage, eine neue Ladestation für Elektroautos oder die Anbindung eines neuen Quartiers auf sein Verteilnetz auswirken würden und den Netzbetrieb entsprechend planen.

Abbildung 5: Visualisierung des Netzzustandes für den Verteilnetzbetreiber

Abbildung 5: Visualisierung des Netzzustandes für den Verteilnetzbetreiber