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 Ulm die Sonne scheint, speisen örtliche PV-Anlagen bis zu 37,8 MW ins Netz ein. Deren Betriebsdaten stehen dem Netzbetreiber aktuell nur sporadisch zur Verfügung. Bisher ist auch 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 geht die Smart Grids Forschungsgruppe in enger Zusammenarbeit mit der Netzgesellschaft der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm diese Herausforderung an.
Daten und Steuerung verbessern
Im Testgebiet Einsingen sind 23 PV-Anlagen installiert, die bereits Planungs- und Betriebsgrößen für das Stromnetz liefern. Im Ortsteil Hittistetten mit über 1 MW installierter PV-Leistung tragen neben privaten „Prosumern“ auch landwirtschaftliche und gewerbliche Betriebe zu Verbrauch und Erzeugung bei. 1.012 MWh Last pro Jahr stehen hier 1.274 MWh Solareinspeisung gegenüber. Eine Situation, der bislang nur mit erheblichem Netzausbau begegnet werden kann. Um mittelfristig die Netzstabilität auch durch intelligente Steuerungsmechanismen der Einspeiseleistung und 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 stehen die realen Daten aus dem Netz sowie die Erprobung von Steuerungsprozessen unter realen Bedingungen. Dabei haben die Forscher nicht nur Notfallmaßnahmen bei Netzengpässen im Blick. 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.
„Unsere Applikationen für die bidirektionale Kommunikation mit den dezentralen Energiesystemen kann bei der Theben CONEXA 3.0 Performance über das Mehrwertmodul unmittelbar implementiert werden.“
Prof. Gerd Heilscher, Technische Hochschule Ulm
Intelligentes Messsystem als Basis
Erprobt werden die Prozesse im Rahmen einer BSI-konformen Smart-Meter-Infrastruktur. Zum Einsatz kommen CONEXA 3.0 Performance Smart Meter Gateways mit der Smart Metering Test-PKI, die von der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm Netze GmbH bereitgestellt und bei den Prosumern verbaut werden. Über die WAN-Schnittstelle kommunizieren sie mit der experimentellen Verteilnetzleitwarte, über die die Kommunikations-, Planungs- und Steuerungsprozesse des „Smart-Grid-Tests“ abgewickelt werden. Die Administration der SMGWs erfolgt über das angebundene GWA-System der Schleupen AG. Die Anlagen der Prosumer sind über die HAN-Schnittstelle angeschlossen und kommunizieren über das IEC61850 Protokoll mit der Verteilnetzleitwarte der THU oder untereinander. Die Leitwarte ermöglicht es, 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.
Software im Mehrwertmodul
Zur HAN-Schnittstelle gehört ein CLS-Interface, das den Fernzugriff auf regelbare Erzeuger (Photovoltaikanlage, Blockheizkraftwerk) und unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen (Ladesäule, Nachtspeicherheizung) ermöglicht. Eine Steuerbox wird man bei den rund 50 angeschlossenen Prosumern jedoch vergeblich suchen. Stattdessen werden die THU-Applikationen für die bidirektionale Kommunikation mit den dezentralen Energiesystemen unmittelbar über das Mehrwertmodul der CONEXA 3.0 Performance implementiert. Das Gateway übermittelt direkt die Steuersignale zur Eigenverbrauchsoptimierung sowie im Kontext des Flexibilitätsmanagements und der Teilnahme an Regelenergiemärkten oder beim Einspeisemanagement. Mit der bidirektionalen Kommunikation über standardisierte Datenprotokolle wurde im Rahmen des SINTEG – C/sells Projekts die Digitalisierung der Energiewende demonstriert.
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