Ein vollständiges intelligentes Stromnetz (Smart Grid, SG) umfasst mehrere Anwendungsfälle, die von der automatisierten Zählerinfrastruktur (AMI) bis zur Überwachung, zum Schutz und zur Automatisierung (MPA) auf der Grundlage von Synchro-Phasenmessgeräten (PMU) reichen. Da nach dem Stand der Technik eine vollständige Abdeckung aller Szenarien bei gleichzeitiger Erfüllung aller erforderlichen Anforderungen nicht durch eine einzige Kommunikationstechnologie gewährleistet werden kann, erfordert ein SG die Verbindung der Netzelemente über ein Kommunikationsnetz (CN). Die Kosten und die Leistung des CN sind daher ein kritischer Faktor für den Einsatz des SG: ein Versorgungsunternehmen kann keine Verbundlösung anbieten, bei der jeder Dienst auf einem separaten CN betrieben wird. Daher ist eine Hybridlösung aus verschiedenen Technologien erforderlich.
In diesem Projekt wurde eine Methodik erweitert und in der Praxis validiert, die es ermöglicht, die optimale Mischung von Kommunikationstechnologien für eine Kombination von Anwendungsfällen zu bestimmen. Der Anwendungsfall mit den einfachsten Anforderungen (AMI) und der mit den schwierigsten Anforderungen (PMU-basierte MPA) wurden für das Pilotprojekt ausgewählt, implementiert und validiert. Wie zu erwarten war, erwiesen sich die Anforderungen an die Latenz (< 20 ms) und die Verlustrate für die Anwendungen der PMU als die anspruchsvollsten. Die Analyse und Bewertung der verschiedenen in Frage kommenden Kommunikationstechnologien, die im "Smart-Grid Multi-Service Communication Network Pilot" zu testen waren, ergab LTE-NB1, LTE-M1, LTE-CAT3 und MTC-MV-PLC PLUS. Das Pilotsystem wurde entwickelt und in einem Cluster von drei Ortsnetztrafostationen in der Region Wohlen bei Bern installiert. Die generische Pilotarchitektur bietet einen Rahmen für die Integration und den Test verschiedener Kommunikationstechnologien, die nicht unbedingt auf die in diesem Projekt getesteten beschränkt sind. Die Langzeitmessungen wurden von Oktober 2020 bis Mai 2021 durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen, dass LTE-CAT3 und eine Kombination aus MTC-MV-PLC PLUS und LTE-CAT3 die am besten geeigneten Technologien für das Multi-Service-CN sind. Basierend auf den Testergebnissen ist zu erwarten, dass LTE-CAT3 die Anforderungen der meisten PMU-basierten Anwendungen (Latenz, Verlustrate und Durchsatz) bis auf wenige Ausnahmen erfüllen wird. Es wird erwartet, dass in Zukunft moderne Glasfasernetze oder 5G-Mobilfunknetze in der Lage sein werden, diese Anforderungen vollständig zu erfüllen. Die Resultate von MTC-MV-PLC PLUS zeigen, dass diese Technologie Anwendungen mit noch höheren Anforderungen ermöglichen könnte, insbesondere hinsichtlich der Latenz, da die gemessenen Latenzen im niedrigen einstelligen ms-Bereich liegen. Während aufgrund der Leistungsfähigkeit und Verfügbarkeit von LTE-CAT3 in Verbindung mit den regulatorischen Einschränkungen jeglicher PLC-Technologie über Freileitungen die Anwendung von MTC-MV-PLC PLUS für einen breiten Einsatz in einem SG ausgeschlossen werden kann, könnte diese Technologie für die Echtzeit-Datenkommunikation über unterirdische MV-Leitungen zwischen Sensoren und Aktoren innerhalb von zwei oder mehr Trafostationen interessant werden, z.B. für die Anwendung von Schutzsystemen mit höchsten Latenzanforderungen (u.a. Line Differential Protection). Die Tests zeigten auch den Einfluss von Rauschen auf der MV-Leitung, das die Leistung der MTC-MV-SPS PLUS einschränkt. Die HSLU hat über den Rahmen dieses Projekts hinaus weiterhin Zugang zu der Pilotinstallation und wird weiterhin Optimierungen untersuchen, die vorgenommen werden können, um eine Kommunikation ohne Datenverluste auch bei extrem hohen Störpegeln auf der Stromleitung zu ermöglichen. Das Projekt hat auch gezeigt, dass die Einführung der PMU-Technologie im Verteilnetz dazu beitragen kann, die durch Störungen verursachten Schäden für die Endkunden erheblich zu reduzieren. Der Kapitalwert der Lösung wird bei einer Masseneinführung im Netz der BKW auf 11 Mio. CHF geschätzt. Diese Analyse beinhaltet nur die Kosten für die ungeplante Unterbrechungsdauer. Weitere Arbeiten können auch andere Arten von Vorteilen für die Endkunden einbeziehen, wie z.B. die Verringerung der Anzahl der Ausfälle durch die Vorhersage von Fehlern im Frühstadium. Andere Aspekte der Fehlerortung können ebenfalls berücksichtigt werden, wie z. B. die Sicherheit des Bedienpersonals und die Verlängerung der Lebensdauer der Anlagen, auch wenn sie als geringer Beitrag zu den Gesamtkosteneinsparungen eingeschätzt werden. Obwohl das Störungsmanagement eines der Hauptanliegen der Verteilernetzbetreiber in der Schweiz ist, wird es in naher Zukunft von anderen großen Problemen begleitet werden, die die Verteilernetzbetreiber zu bewältigen haben. Wenn die Schweiz ihre Ziele der Energiestrategie 2050 erreichen will, wird die Zunahme der erneuerbaren Energien zu neuen Herausforderungen für das Netzmanagement führen. Wie viele Studien nahelegen, wird eine Echtzeitüberwachung zusammen mit einer datengesteuerten Netzoptimierung und -planung notwendig sein, um exorbitante Kosten zu vermeiden und gleichzeitig einen zuverlässigen Betrieb aufrechtzuerhalten.
