Schneider Electric GmbH

Über Dauer und Ausmaß eines Netzausfalls entscheidet heute weniger die Reaktionszeit, welches Bild der Lage die Leitstelle in den ersten Minuten hat. Schneider Electric führt dafür zwei Ebenen seines Portfolios zusammen: das vollintegrierte Netzführungssystem EcoStruxure ADMS und die intelligenten, SF6-freien Mittelspannungsanlagen der AirSeT-Reihe, die die nötigen Betriebsdaten im Feld erzeugen.

Für Verteilnetzbetreiber liegt der praktische Unterschied im Einstieg. Bislang setzte mehr Transparenz in der Leitstelle in der Regel ein Gesamtprojekt voraus: neues Leitsystem, neue Datenbasis, neue Stationen. Weil beide Ebenen aufeinander abgestimmt und zugleich unabhängig voneinander einführbar sind, lässt sich stattdessen an einer einzelnen Station beginnen — mit Sensorik, die sich in vielen Fällen im Bestand ergänzen lässt, ohne die Anlage vollständig zu ersetzen. Für kommunale Netzbetreiber, deren Wirtschaftsplan keinen Vollersatz hergibt, wird die Modernisierung damit in einzeln finanzierbaren Schritten planbar. Und mit jeder angebundenen Station wächst das Bild, mit dem die Leitstelle im Störungsfall arbeitet: Fehler lassen sich genauer lokalisieren, betroffene Gebiete enger abgrenzen und Kunden schneller wieder versorgen.

Beide Ebenen sind in Deutschland, Österreich und der Schweiz verfügbar. Welche Reichweite der Ansatz hat, zeigt das Beispiel Stromnetz Berlin: Der Netzbetreiber hat seine Netzleit- und Störungsmanagementsysteme für Hoch-, Mittel- und Niederspannung durch EcoStruxure ADMS ersetzt und führt alle Spannungsebenen in einem gemeinsamen Netzmodell zusammen.

Entscheidend ist die verbleibende Kapazität

Im Störungsfall arbeiten Leitstellen zunächst mit Einzelmeldungen; die Lage muss daraus unter Zeitdruck rekonstruiert werden. Entscheidend ist dabei weniger, was ausgefallen ist, als die verbleibende Kapazität: Welche Abschnitte sind stabil, wo lassen sich Verbindungen herstellen, welche Kundengruppen werden zuerst versorgt? Wer das früh erkennt, grenzt betroffene Gebiete enger ab und verkürzt die Wiederversorgung.

Verteilnetz unter wachsendem Druck

Der Handlungsdruck nimmt in Deutschland, Österreich und der Schweiz gleichermaßen zu. Angriffe auf Netzinfrastrukturen, häufigere Extremwetterereignisse und alternde Anlagen erhöhen Störungswahrscheinlichkeit und Wiederherstellungsaufwand. Parallel verändern Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur und Rückspeisung die Auslastung der Verteilnetze: Es entstehen bidirektionale Lastflüsse und Spitzen, für die viele Netze nicht ausgelegt wurden. Mit der Annäherung von OT und IT steigen die Anforderungen an die Cybersicherheit, während der Fachkräftemangel die Einführung neuer Betriebsmodelle verlangsamt. Die Gewichte verschieben sich dabei deutlich in Richtung Verteilnetz: Bis 2045 dürften dort schätzungsweise 80 bis 90 Prozent des in Deutschland erzeugten Stroms eingespeist werden. Das ZVEI-Zukunftsbild „Stromverteilnetze 2030" beschreibt den daraus folgenden Rollenwandel vom Verteilnetzbetreiber zum Verteilnetzmanager.

Caroline Pim, Vice President Power Systems DACH bei Schneider Electric, sagt: „In den meisten Verteilnetzen fehlt es nicht an Daten, sondern an einem gemeinsamen Bild. Solange Hoch-, Mittel- und Niederspannung getrennt geführt werden, rekonstruiert die Leitstelle im Ereignisfall die Lage aus Einzelmeldungen. Genau diese Rekonstruktion kostet die Minuten, die über die Dauer einer Störung entscheiden.“

Was das Leitsystem im Ereignisfall leistet

EcoStruxure ADMS verarbeitet Echtzeitdaten und stellt der Leitstelle automatisierte Lastflussberechnungen samt Handlungsempfehlungen bereit. Das unterstützt die Fehlerlokalisierung, die Abgrenzung betroffener Gebiete und den Wiederaufbau nach einer Störung. Standardisierte Schaltvorschläge gleichen Erfahrungsunterschiede zwischen Schichten aus — ein Punkt, der angesichts des Fachkräftemangels an Gewicht gewinnt.

Sichtbarkeit beginnt an der Station

Die Daten dafür entstehen im Feld. Die Mittelspannungsanlagen der AirSeT-Reihe arbeiten mit Reinluft als Isoliermedium statt mit SF6 und decken Anwendungen bis 24 kV ab; in der digitalen Ausführung verfügen sie über Sensorik und Fernsteuerbarkeit. Für kommunale Netzbetreiber ist vor allem die Nachrüstung relevant: Sensorik und Fernsteuerbarkeit lassen sich in vielen Fällen im Bestand ergänzen, ohne die Station vollständig zu ersetzen. Zustandsdaten aus dem Feld erlauben es zudem, die Investitionsplanung am tatsächlichen Anlagenzustand, statt am Baujahr auszurichten. Wer bei einer ohnehin anstehenden Ersatzbeschaffung eine Anlage wählt, die Daten liefert, muss dieselbe Station in einigen Jahren nicht erneut anfassen.