Messsysteme in Stromnetzen messen Energieflüsse und Spannungen in Schaltfeldern. Warum moderne Systeme sich bildlich mit Wachhunden vergleichen lassen: Entsteht zum Beispiel infolge eines beschädigten Kabels ein Kurzschluss, schlägt der „Wachhund“ an – und schaltet den entsprechenden Bereich vorübergehend ab. Allerdings war die Reaktion bisher von statischen Einstellungen begrenzt, dazugelernt haben die „Wachhunde“ also nicht. Das ändert sich nun: Im Kreis Steinburg (Schleswig-Holstein, Metropolregion Hamburg) haben die ENSURE-Partner Schleswig-Holstein Netz (SH Netz), Siemens und FH Westküste erfolgreich ein innovatives Messsystem für das Stromnetz der Zukunft getestet. 

PMU-Systeme lernen laufend dazu!

Der Fachbegriff für das untersuchte System ist Phasor Measurement Units (PMU). Dieses hat ENSURE in einem einjährigen Feldtest deutschlandweit erstmalig flächendeckend in der Mittelspannungsebene eingesetzt und erprobt. Ein zentrales Sicherheitssystem überwacht dabei die Schutzinstrumente laufend. Es berechnet Einstellparameter, die zur aktuellen Netzsituation passen. Somit lernen die „Wachhunde“ laufend hinzu und reagieren flexibel auf die Einspeisung Erneuerbarer Energien.

Zwei Funktionen arbeiten zudem Hand in Hand: Messwerte wie Spannung und Frequenz erfassen PMU hoch aufgelöst. Das gewährt einen noch detaillierteren Blick in den aktuellen Netzzustand der jeweiligen Region. Darüber hinaus sind die Messwerte satellitengestützt zeitlich synchronisiert. Somit lassen sich die Werte an verschiedenen Messpunkten miteinander vergleichen.

Die PMU-Messdaten haben einen eigens entwickelten Digitalen Zwilling der Demonstrationsregion im Kreis Steinburg gefüttert. Mit diesem virtuellen originalgetreuen Abbild des realen Stromnetzes untersuchen die Forschenden weitere innovative Anwendungen. So können sie weitere Feldtests effektiv vorbereiten, indem sie etwa optimale Standorte und Größen neuer Erneuerbarer-Energien-Anlagen ermitteln. Zusätzlich untersuchen sie verschiedene Zukunftsszenarien und bereiten das Stromnetz frühzeitig auf Veränderungen vor.

Während des Testbetriebes wurden am Institut für die Transformation des Energiesystems (ITE) der Fachhochschule Westküste in Heide pro Mess-Tag 750 Datensätze mit jeweils 86.400 Messwerten verarbeitet. Genutzt haben die Forschenden die Programmiersprache Python. Für die Auswertung standen der Fachhochschule Westküste Werte mit einer zeitlichen Auflösung von bis zu 50 Messwerten pro Sekunde zur Verfügung. Zum Vergleich: Der bisherige Stand der Technik beruht auf einem Messwert pro Minute.

Ursachen von Problemen schneller und verlässlicher erkennen

„Der Testbetrieb belegt die Belastbarkeit des Messsystems“, erläutert Prof. Reiner Schütt von der Fachhochschule Westküste. „Als neutraler Partner zwischen dem Netzbetreiber und Hersteller bewerten wir die Messwerte aus rein wissenschaftlicher Sicht. Neben der Verlässlichkeit des Messystems ging es in dieser Projektphase auch darum, in welcher Datenauflösung wir Erkenntnisse zum dynamischen Netzverhalten gewinnen können. Auch hierzu können wir nun zuverlässige Aussagen treffen. PMU-Daten in Sekundenauflösung sind zum Teil nicht geeignet, um umfassend alle relevanten Netzereignisse zu erfassen. Netzfehler mit einer Dauer von unter einer Sekunde - etwa Kurzschlüsse - können maximal durch Zufall erkannt werden. Für zukünftige Einsätze der PMU in Verteilnetzen wird daher empfohlen, PMU-Daten in höherer zeitlicher Auflösung mit 50 Messwerten pro Sekunde zu nutzen. Würden die PMU, wie im Forschungsprojekt ENSURE, künftig breiter in Mittelspannungsnetzen eingesetzt werden, ließen sich damit die Ursachen solcher Netzsituationen mit einer Dauer von unter einer Sekunde wie beispielsweise Kurzschlüsse gegebenenfalls schneller und genauer ausfindig machen, um frühzeitig mit geeigneten Maßnahmen dem entgegenzuwirken.“

 Der Erklärfilm, den ENSURE-Partner SH Netz zur Verfügung gestellt hat, lässt sich hier anschauen.

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