Was eine DERMS-Plattform eigentlich leistet und warum Energieversorger sie jetzt brauchen

Wichtigste Erkenntnisse

• DERMS ist dann von Bedeutung, wenn Energieversorger eine verifizierte Steuerung dezentraler Anlagen auf der Zuleitungsebene benötigen und nicht nur einen Überblick über die Netzbedingungen.
• Probleme bei der Solarstromintegration sind meist eher auf starre Vorschriften, unzureichende Fernüberwachung und unklare Zuständigkeiten zurückzuführen als auf fehlendeFunktionen.
• Versorgungsunternehmen erzielen bessere Ergebnisse bei der dezentralen Energieverwaltung (DERMS), wenn sie die Einsatzplanung anhand der physikalischen Gegebenheiten der Zuleitungen prüfen und Plattformen mit offenen Steuerungsschnittstellen wählen.

Versorgungsunternehmen benötigen jetzt ein DERMS, da Solarenergie, Speicher und andere wechselstrombasierte Ressourcen unter statischen Vorschriften und manuellen Einspeisebeschränkungen nicht zuverlässig bleiben werden.

Der Druck ist unmittelbar. Es wird erwartet, dass Solarenergie und Batteriespeicher 81 % der neuen Stromerzeugungskapazität im Jahr 2024 ausmachen. Dieses Wachstum zwingt Spannungsregelung, Rückspeisung und Einsatzplanung in den täglichen Betrieb von Abzweigleitungen, die für Einwegstrom ausgelegt sind. Ein DER-Managementsystem bietet Energieversorgern den Regelkreis, der ihnen bisher fehlt.

DERMS wandelt dezentrale Anlagen in regelbare Netzdienstleistungen um

Eine DERMS-Plattform ist die Steuerungsebene, die Verteilte Energieressourcen regelbare Netzdienstleistungen umwandelt. Sie erfasst Telemetriedaten, wendet Betriebsbeschränkungen an, sendet Befehle und überprüft die Reaktion. Man kann sie sich als das System vorstellen, das Planungsabsichten mit den Maßnahmen an den Stromleitungen verknüpft. Ohne diese Ebene bleiben dezentrale Anlagen zwar sichtbar, werden aber nur lose koordiniert.

Ein Energieversorger, der Dachsolaranlagen, Batterien und Ladestationen für Fahrzeugflotten an einem Stromkreis verwaltet, nutzt ein Dezentralisiertes-Energiequellen-Managementsystem (DER-Managementsystem), um bei einem Spannungsvorfall die Einspeisung zu begrenzen. Die Plattform kann von modernen Wechselrichtern Blindleistung anfordern, den Ladevorgang unterbrechen und lokale Batterien für einen kurzen Zeitraum entladen. Jede Maßnahme ist mit den Grenzwerten des Stromkreises und Zeitstempeln verknüpft. Die Betreiber können sehen, wer reagiert hat und wer nicht.

Diese Unterscheidung ist wichtig, da die Netzsteuerung nur dann funktioniert, wenn das Netz die Einhaltung der Vorgaben überprüfen und bei ausbleibenden Rückmeldungen sicher wieder ins Gleichgewicht kommen kann. Ein DERMS verwaltet zudem Prioritäten über Programme, Tarife und Schutzeinstellungen hinweg. Man ist nicht mehr auf eine pauschale Einspeiseobergrenze angewiesen, die alle Standorte gleich behandelt. Die Steuerung erfolgt nun lokal, bedingt und messbar.

„Eine DERMS-Plattform ist die Steuerungsebene, die Verteilte Energieressourcen regelbare Netzdienstleistungen umwandelt.“

ADMS geht nicht so weit, eine Koordination auf DER-Ebene zu ermöglichen

Der Hauptunterschied zwischen einem DERMS und einem ADMS liegt im Umfang der Steuerung. Ein ADMS steuert den Verteilungsbetrieb, wie z. B. die Schaltvorgänge, die Störungsbehebung und die Netzüberwachung. Ein DERMS steuert das Verhalten der an dieses Netz angeschlossenen dezentralen Anlagen. Energieversorger benötigen beide Systeme, sobald Wechselrichter-basierte Ressourcen täglich die Belastungsgrenzen der Abzweigleitungen erreichen.

Ein durch einen Sturm verursachter Stromausfall macht diese Lücke deutlich. Das ADMS identifiziert den fehlerhaften Abschnitt, schaltet ihn ab und stellt die Versorgungswege wieder her. Das DERMS steuert die Dachsolaranlagen und Batterieparks, die das Ereignis überstehen, nacheinander wieder ans Netz gehen oder nach der Wiederherstellung nur begrenzt Strom einspeisen dürfen. Jedes System befasst sich mit einem anderen Steuerungsproblem.

Verwirrung entsteht, wenn Energieversorger erwarten, dass ADMS die Steuerung dezentraler Energiequellen auf der Ebene der Abzweigleitungen unter Berücksichtigung gerätespezifischer Einschränkungen übernimmt. Einige Anbieter verwischen diese Grenze, da beide Systeme Netzmodelle und SCADA-Daten nutzen. Die Kontrollhoheit ist die entscheidende Grenze, die Sie prüfen sollten. Wenn eine Plattform keine Befehle an zahlreiche Vorteil senden, überprüfen und anpassen kann, fungiert sie nicht als DERMS.

Das Wachstum der Solarbranche zeigt die Grenzen statischer Betriebsvorschriften auf

Statische Betriebsregeln versagen, sobald die Solarstromerzeugung die Bedingungen in den Einspeiseleitungen von Stunde zu Stunde verändert. Eine feste Einspeiseobergrenze schützt in einem Zeitraum, verschwendet aber Kapazität im nächsten. Netzplaner lösen kein Nischenproblem, wenn die Solar-PV etwa 75 % der 510 GW der weltweit im Jahr 2023 neu hinzugekommenen Kapazität aus erneuerbaren Energien ausmacht.

Ein Vorort-Einspeisungsnetz kann um 8 Uhr morgens innerhalb der Grenzwerte liegen, gegen Mittag die Spannungsgrenzwerte überschreiten und nach Sonnenuntergang, wenn die Last wieder zunimmt, erneut Unterstützung benötigen. Statische Einstellungen berücksichtigen diese Schwankungen nicht. Eine Regel führt dazu, dass Solarstrom am Mittag ungenutzt bleibt. Eine andere Regel lässt die Betreiber in Zeiten geringer Last ungeschützt.

Versorgungsunternehmen spüren diese Belastung zuerst bei Kapazitätsanalysen, der Bearbeitung von Beschwerden und Rückständen bei Netzanschlüssen. Ingenieur:innen zwar ein Problem auf der Zuleitungsebene erkennen, doch Außendienstteams und Kund:innen benötigen weiterhin einen Kontrollweg. DERMS schließt diese Lücke. Es ermöglicht dem Betrieb, zuleitungsspezifische Grenzwerte anzuwenden, ohne neue Anschlüsse im gesamten Versorgungsgebiet zu blockieren.

Wechselrichterbasierte Anlagen erfordern eine Regelungslogik mit Rückkopplung

Wechselrichterbasierte Ressourcen erfordern eine Regelung im geschlossenen Regelkreis, da ihre Leistung steuerbar, schnell und lokal ist. Das DERMS sendet einen Sollwert, überprüft die Telemetriedaten und gleicht Abweichungen oder Verzögerungen aus. Anweisungen im offenen Regelkreis reichen nicht aus, wenn Tausende von Geräten über verschiedene Aggregatoren, Kommunikationswege und Firmware-Einstellungen reagieren. Die Regelung im geschlossenen Regelkreis gewährleistet, dass die Einspeisegrenzen eingehalten werden.

Stellen Sie sich einen Spannungsanstieg in einem Netz mit einer großen Anzahl von Dachsolaranlagen vor. Das DERMS kann von ausgewählten Wechselrichtern Blindleistungsunterstützung anfordern und anschließend die Wirkleistung nur an den Standorten drosseln, die die Zuleitung weiterhin überlasten. Durch diese Vorgehensweise bleibt ein größerer Teil Kund:innen erhalten. Zudem wird eine pauschale Einspeisebegrenzung für alle angeschlossenen Standorte vermieden.

Die Speicherung stellt eine weitere Ebene dar. Eine Batterieflotte kann mittags überschüssigen Strom aufnehmen und später am Tag den Lastanstieg in der Verteilernetzleitung abfedern, jedoch nur, wenn die Plattform den Ladezustand und lokale Einschränkungen berücksichtigt. Das DERMS muss diese physikalischen Grenzen einhalten. Eine Einsatzplanung, die diese ignoriert, sieht in software elegant aus software scheitert software , sobald die Felddaten eintreffen.

Dispositionsalgorithmen müssen anhand der Zuleitungsphysik getestet werden

Die Abfragealgorithmen von DERMS sollten hinsichtlich der Netzphysik, der Kommunikationsverzögerung und der Geräteresponse getestet werden, bevor sie in einem Live-Netz zum Einsatz kommen. Eine Regelungsstrategie, die in Offline-Studien funktioniert, versagt unter Bedingungen wie Latenz, Telemetrielücken oder Wechselrichtersättigung. Teams, die OPAL-RT für hardwareidierung nutzen, können diese Vorteil testen, wobei Regler, Netzmodell und Geräteschnittstellen in derselben Schleife integriert sind.

Ein nützlicher Test beginnt mit einem Einspeisemodell, das Spannungsregler, Netzimpedanz, Solaranlagen auf Dächern und unterschiedliche Ladezustände der Batterien berücksichtigt. Im Rahmen dieses Tests werden dann während eines Mittags-Einspeisevorgangs verzögerte Telemetriedaten, verlorene Pakete und veraltete Messwerte eingespeist. So lässt sich schnell erkennen, ob der Einspeisealgorithmus schwankt, überkorrigiert oder an Selektivität verliert. Dieses Verhalten ist weitaus wichtiger als ein makelloser Screenshot der Planung.

Die Inbetriebnahme erfordert dieselbe Disziplin. Labortests sollten ausfallsichere Zustände, Befehlsprioritäten, die Übergabe an den Aggregator sowie die Wiederherstellung nach Wiederherstellung der Kommunikation abdecken. Zudem sind Abnahmekriterien erforderlich, die an die Ergebnisse der Einspeisung geknüpft sind, wie beispielsweise die Dauer der Spannungskonformität und das Umfang der Leistungsabnahme. Diese Prüfungen unterscheiden einen vielversprechenden Algorithmus von einem, dem die Betreiber tatsächlich vertrauen werden.

„Eine Regelungsstrategie, die in Offline-Studien funktioniert, versagt bei Latenzzeiten, Lücken in der Telemetrie oder bei einer Sättigung des Wechselrichters.“

Eine mangelhafte Telemetrie kann die Leistung von DERMS bereits vor dem Start beeinträchtigen

Eine unzureichende Telemetrie beeinträchtigt die Leistungsfähigkeit von DERMS bereits vor der Inbetriebnahme, da die Qualität der Steuerung von der zeitlichen Genauigkeit, der Detailgenauigkeit und der Zuverlässigkeit jeder einzelnen Messung abhängt. Eine Plattform kann nicht koordinieren, was sie nicht mit ausreichender Präzision erfassen kann. Fehlende Phaseninformationen, veraltete Ladezustände oder Standortdaten, die nur alle fünf Minuten eintreffen, beeinträchtigen die Steuerungslogik. Energieversorger bemerken dieses Problem in der Regel erst nach der Beschaffung, nicht davor.

Ein Batterieaggregator meldet möglicherweise die Gesamtstromabgabe auf Portfolioebene, während der Energieversorger phasenspezifische Daten von einzelnen Standorten in der Nähe einer bekannten Engstelle benötigt. Das sind unterschiedliche Daten. Der eine Datensatz dient der Abrechnung und Verrechnung. Der andere unterstützt die Steuerung der Stromzuleitungen, die Schutzkoordination und die Nachprüfung nach einem Vorfall.

Die meisten Telemetrierisiken lassen sich bereits vor dem Start erkennen, wenn man eine Reihe gezielter Fragen stellt. Bildwiederholfrequenz, Taktsynchronisation, Geräteidentität, Phasenzuordnung und der Umgang mit fehlerhaften Daten müssen klar definiert sein. Jeder dieser Punkte beeinflusst die Steuerungsqualität auf seine eigene Weise. Eine kurze Checkliste sorgt dafür, dass diese Überprüfung konkret bleibt.

• Die Aktualisierungsintervalle der Telemetriedaten entsprechen dem Versandintervall.
• Die Zeitstempel bleiben auf allen Systemen synchronisiert.
• Jedes Gerät verfügt über eine fest zugewiesene Kennung.
• Die Phasenzuordnung wird im Hinblick auf die Einschränkungen der Einspeisung überprüft.
• Fehlerhafte Daten lösen einen definierten Fallback-Zustand aus.

Lücken bei den Zuständigkeiten verzögern die Einführung von DERMS nach der Beschaffung

Lücken bei den Kontrollbefugnissen verlangsamen die Inbetriebnahme von DERMS nach der Beschaffung, da software noch kein Recht zur Steuerung von Feldgeräten gewährt. Energieversorger benötigen klare Befehlspfade, Betriebsvereinbarungen und Übersteuerungsregeln für jede Anlageklasse. Über einen Aggregator angeschlossene Dachsolaranlagen verfügen über andere Berechtigungen als eine im Besitz des Energieversorgers befindliche Batterie. Diese Unterschiede prägen die Inbetriebnahme stärker als die Bildschirmanzeigen.

Ein Energieversorger kann zwar eine leistungsfähige Plattform erwerben, doch kommt es dennoch zu Verzögerungen, wenn eine kommunale Zuleitung Solaranlagen Kund:innen unter alten Netzanschlussbedingungen, ein Batterieprogramm eines Drittanbieters und einen dem Energieversorger gehörenden Zuleitungsregler umfasst. Jede Anlage hat einen anderen Betreiber und andere Vertragsgrenzen. Ein einziger Einsatzplan überschreitet nun rechtliche, betriebliche und Kund:innen Grenzen. Das technische Problem wird zu einem Problem des Betriebsmodells.

Sie kommen schneller voran, wenn die Kontrollbefugnisse vor der Einführung für jeden einzelnen Einspeiser festgelegt werden. Dabei sollte geregelt werden, wer einen Befehl erteilen darf, wer diesen validiert, wie Ausnahmen behandelt werden und welche Anlageklassen nur beratenden Charakter haben. Die Einführung von DERMS gerät ins Stocken, wenn Governance als reine Verwaltungsaufgabe betrachtet wird. Es handelt sich um eine Frage der Kontrollgestaltung mit direkten Auswirkungen auf den Betrieb.

Bei der Auswahl der Plattform sollten interoperable Steuerungsschnittstellen bevorzugt werden

Bei der Auswahl der Plattform sollten interoperable Steuerungsschnittstellen bevorzugt werden, da der Nutzen von DERMS vom Datenaustausch und der Befehlsausführung über viele Systeme hinweg abhängt. Es sind nahtlose Verbindungen zum Ausfallmanagement, zum Verteilungsbetrieb, zu Aggregatoren, zu Zählern und zu Geräteschnittstellen erforderlich. Geschlossene Systemarchitekturen erscheinen bei der Beschaffung zwar einfach, erweisen sich bei der Skalierung jedoch als problematisch. Energieversorger sollten Plattformen in erster Linie nach ihrer Eignung für die Steuerung, ihrer Testbarkeit und ihrer betrieblichen Übersichtlichkeit beurteilen.

Ein nützlicher Auswahlkriterienkatalog stellt konkrete Fragen zur Offenheit der Schnittstellen, zur Modellgenauigkeit, zum ausfallsicheren Verhalten, zum Testzugang und zum Arbeitsablauf der Bediener. Eine Plattform, die Feeder-Studien unterstützt, aber hardware verhindert, hinterlässt vor der Inbetriebnahme blinde Flecken. Eine Plattform, die mit einem Aggregator kommuniziert, andere jedoch ablehnt, verlangsamt jeden Expansionsschritt. Diese Einschränkungen werden nach Vertragsunterzeichnung kostspielig.

Deshalb ist eine disziplinierte Umsetzung wichtiger als die Anzahl der Funktionen. Energieversorger, die klare Kontrollbefugnisse mit Tests auf der Ebene einzelner Abzweigleitungen verbinden, Tests über ein DERMS, auf das sich die Betreiber auch in schwierigen Situationen verlassen können. OPAL-RT passt genau in diesen Kontext, in dem Teams die Regelungslogik vor der Einführung vor Ort anhand des Verhaltens des Stromnetzes validieren müssen. Vertrauen entsteht dadurch, dass der Regelkreis unter Belastung getestet wird und anschließend nur das eingesetzt wird, was dieses Vertrauen verdient hat.