Theoretisch haben wir in Deutschland seit einigen Jahren ein Smart Grid, also ein intelligentes Stromnetz, indem Erzeugung, Speicherung und der Verbrauch durch zentrales Monitoring und Steuerung quasi in Echtzeit aufeinander abgestimmt werden. Praktisch klappt das nicht ganz so gut. Nun ist es aber mit dem Begriff ‚smart‘ auch so eine Sache. Was früher durchaus ‚smart‘ war, ist es heute vielfach nicht mehr – siehe etwa das Smart Meter, aus heutiger Sicht lediglich ein simples (eichfähiges) digitales Zählwerk und im Vergleich mit den intelligenten Eigenschaften und Kommunikationsmöglichkeiten eines Smart Phone inzwischen völlig veraltet und ohne quantifizierbaren Anwendernutzen. 

Vor diesem Hintergrund hat der VHPready e. V. vor einigen Monaten eine Diskussion begonnen, wie der gleichnamige offene Industriestandard zur Steuerung und zum Zusammenschluss dezentraler Energieanlagen an zukünftige Anforderungen der innovationsgetriebenen Digitalisierung anzupassen ist. Die aktuelle Version 4.0 des VHPready-Standards wurde in den vergangenen Jahren für die Regelenergie-Vermarktung entwickelt und wird gegenwärtig in verschiedenen virtuellen Kraftwerken genau für diesen einen Anwendungsbereich genutzt. VHPready 4.0 ist eine klassische Fernwirkspezifikation mit einigen anwendungsbezogenen Besonderheiten. Der Standard ermöglicht innerhalb der Prozessebene unseres landesweiten Stromnetzes die Kommunikation dezentraler Energieanlagen unterschiedlichen Typs mit dem zentralen Leitsystem eines Regelleistungsanbieters. Eine VHPready-4.0-Fernwirkverbindung zwischen Leitstelle und Energieanlage besteht jeweils aus einer Überwachungs- und Steuerrichtung: In eine Richtung werden Statusmeldungen und Ereignisnachrichten übertragen, in die Gegenrichtung jeweils Steuerbefehle und Zustandsabfragen. Dafür wird in der Praxis eine TCP/IP-basierte Client-Server-Verbindung per IEC 60870-5-104 mit den für die Regelenergie typischen Zeitvorgaben genutzt.

Schalthandlungsentscheidungen werden in der Leitstelle getroffen und als einzelner Steuerbefehl oder Steuerbefehlsfolge (Fahrplan) an die Energieanlage übermittelt. Die Ausführung wird durch Statusabfragen vom Leitsystem überwacht.

Regulierte Märkte

Hochspannungsseitig ist das deutsche Stromnetz in vier Regelzonen aufgeteilt, für die jeweils einem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die Alleinverantwortung vom Staat übertragen wurde. Um diese Aufgabe zu erfüllen, haben die vier ÜNB 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW bindende Regelenergie-Vorgaben erarbeitet, die in VHPready 4.0 eingearbeitet wurden. Dazu gehören neben einer Anlagen-bezogenen Prequalifizierungsprüfung verschiedene IT-Anforderungen, wie die geschlossene Benutzergruppe, das VPN und der Kommunikationsmedienbruch sowie die Vorgabe, dass über die Regelenergie-Kommunikationsanbindung keine anderen Aufgaben, wie etwa Condition Monitoring, Predictive Maintenance und Fernwartung erledigt werden dürfen. Existiert für ein Blockheizraftwerk oder eine Wärmepumpe bereits eine Internet-Anbindung, über die der jeweilige Hersteller die Anlage hinsichtlich eventueller Störungen fernüberwacht, so darf gemäß der ÜNB-Vorgaben diese Kommunikationsverbindung auf keinen Fall für den Regelenergie-Betrieb genutzt werden. Diese Zusatzfunktion ist dann nur über eine völlig separate Kommunikationstechnik möglich. Die damit einhergehenden Akzeptanzprobleme und Zusatzkosten plus das Prequalifizierungsprozedere der ÜNB sind vermutlich die Hauptursachen dafür, dass viele geeignete dezentrale Anlagen überhaupt nicht in ein Smart Grid eingebunden werden und VHPready 4.0 sich bisher nur in überschaubarem Umfang am Markt verbreiten konnte. 

Für den effizienten Betrieb von Anlagenverbundsystemen ist beim Standard VHPready 5.0 der Vor-Ort-Einsatz von KI-Algorithmen vorgesehen. So kann dann etwa ein kleines Blockheizkraftwerk (BHKW) lokale Speichersysteme als Gesamtsystem intelligent steuern.

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Da sich die Innovationen aus Mikroelektronik und IT, die in immer kürzeren Zyklen auf den Markt kommen, in den regulierten Energiemärkten nur in einem sehr geringen Tempo verbreiten, besteht für den VHPready e. V. ein permanenter Handlungsbedarf, die Anwendungsmöglichkeiten vernetzter Energieanlagen zu erweitern. Dieser Herausforderung will der VHPready-Verbandsvorstand jetzt mit einer Innovations-Offensive begegnen. Dabei soll Ende Oktober auf einem InnovationsWorkshop eine ‚Task Force‘ gebildet und dann die Version 5.0 des Kommunikationsstandards zur Vernetzung dezentraler Energieanlagen entwickelt werden. Zwei wichtige Technologiebausteine für die Weiterentwicklungen sind die künstliche Intelligenz (KI) in Form des maschinellen Lernens und protokollunabhängiger Informationsmodelle, damit sich Energieanlagen in Zukunft auch untereinander per VHPready 5.0 vernetzen lassen und ohne die Hilfe einer übergeordneten Leitwarte miteinander kommunizieren können. 

Die Zukunft ist dezentral und offen

Aus technischer Sicht ist zukünftig davon auszugehen, dass die zentrale Fernsteuerung dezentraler Energieanlagen mit Hilfe überholter Fernwirkprotokolle an Bedeutung verliert. Hierzu wird neben der Verbreitung des IoT besonders der Bedarf an offenen, intelligenten und autonomen Lösungen beitragen. Letztendlich werden auch die cyberphysischen Systeme der Industrie-4.0-Welt nicht mehr von einer zentralen Leitwarten-Instanz aus ferngesteuert. Sie benötigen darüber hinaus ebenfalls eine lokale künstliche Intelligenz, die sie zu autonomen Entscheidungen befähigt. Insofern werden sich solche Konzepte relativ einfach auf vernetzte dezentrale Energieanlagen übertragen lassen, um neue Anwendungen und Geschäftsmodelle zu ermöglichen. Im Umfeld des Energiemanagements und der Energieeffizienz-Applikationen findet man bereits Pilotanwendungen, die allerdings überwiegend auf regelbasierten Systemen und geschlossenen Architekturen basieren.

Gegenwärtig sind bei VHPready 4.0 die Datenpunkte der einzelnen Energieanlagen direkt in das Protokoll eingebettet. Offene Geräteschnittstellen benötigen jedoch datenagnostische Protokolle. Darüber hinaus sind beispielsweise XML-basierte Informationsmodelle mit semantischen Beschreibungen erforderlich, um Verbundsys-teme ohne ein Geräte-individuelles Engineering einfach zusammenzuschalten. Durch den Einsatz moderner Algorithmen aus dem KI-Umfeld, wie beispielsweise das überwachte maschinelle Lernen (Supervised Machine Learning), und neuronaler Netze lässt sich automatisch ein Fahrplan für einen Anlagenverbund aus Blockheizkraftwerk und Batteriespeicher realisieren, um mit lokaler Entscheidungsfindung den bestmöglichen Gesamtbetrieb zu ermöglichen. Der dafür genutzte Fahrplan ist ein mathematisches Modell, in dem lokale und externe Einflussgrößen (zum Beispiel individueller Anlagenzustand, lokaler Energiebedarf auf Basis von Historiendaten, Wetterbericht und Wetterprognosen oder Betriebsparameter externer Energienetze) sowie Verhaltensmuster der Nutzer berücksichtigt werden.

Autor:
Klaus-Dieter Walter ist Mitglied der Geschäftsführung bei SSV Software Systems.