"Im Niederspannungsnetz besteht akuter Handlungsdruck"

Kopenhagen (energate) - Die Digitalisierung der Infrastruktur steht bei vielen Netzbetreibern weit oben auf der Agenda. Doch in der Umsetzung erweist sich der Prozess als komplex. Der dänische Technologieanbieter Oktogrid betritt nun mit einer Lösung den Markt, die Netzbetreiber bei der Digitalisierung bestehender Ortsnetzstationen unterstützen soll. energate sprach mit Miriam Laufer, Account Executive für die DACH-Region, über die Herausforderungen bei der Netzdigitalisierung, die Oktogrid-Lösung und den Wert von Netzdaten. 

energate: Frau Laufer, bei der Digitalisierung ihrer betrieblichen Assets stehen viele Netzbetreiber vor Herausforderungen, gerade hinsichtlich der dezentralen Ortsnetzstationen. Wo liegen aus Ihrer Sicht die größten Hürden? 

Laufer: Die Digitalisierung der Netze ist eine der großen Herausforderungen, um die Energiewende zu meistern. Dies gilt insbesondere für das Niederspannungsnetz. In diesem Segment besteht akuter Handlungsdruck. So gut wie alle Verteilnetzbetreiber stellen sich aktuell die Frage, wie sie ihre Ortsnetzstationen effizient und wirtschaftlich digitalisieren können mit dem Ziel, den aktuellen Netzzustand in Echtzeit zu ermitteln. Dringend erforderlich wird dies in Netzbereichen, die durch neue Technologien wie Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen oder Ladepunkte zunehmend belastet werden. Neben der Messung der einzelnen Kabelabgänge ist die Zustandsüberwachung von Transformatoren ein weiterer Baustein, um dieses Ziel zu erreichen. Der Trafo als das teuerste Asset bedarf besonderer Aufmerksamkeit. Ihn zu ersetzen ist nicht nur kostenintensiv, sondern muss rechtzeitig geplant werden. Für diese Art der Asset-Überwachung benötigt man mehr Messwerte als nur die der Kabelabgänge. Deshalb sollte jeder Verteilnetzbetreiber erwägen, ob und wie er im Rahmen seiner Digitalisierungsstrategie auch die Transformatoren überwachen kann. 

energate: Oktogrid hat eine Lösung entwickelt, die Netzbetreibern den Zugriff auf Zustandsdaten aus Umspannstationen eröffnet. Wie funktioniert Ihr Datenkollektor? 

Laufer: Der "Oktogrid Data Collector" ist ein nicht invasives, herstellerunabhängiges Sensorgerät, das magnetisch an Öl- oder Trockentransformatoren angebracht wird. Er erfasst lokale Betriebsdaten wie Lastprofile, Oberschwingungen, Temperaturen, Vibrationen und akustische Emissionen - inklusive Ultraschall. Die Installation erfolgt ohne Abschaltung und dauert nur etwa 15 Minuten. Die Daten werden über eine sichere 4G-Verbindung in die Cloud übertragen, dort aggregiert und zu aussagekräftigen Kennwerten aufbereitet: Dazu zählen etwa maximal empfohlene Last, harmonische Anteile, Vibrationsintensität, Teilentladungsindikatoren oder Hotspot- beziehungsweise Öltemperaturen. Netzbetreiber erhalten dadurch eine durchgängige Übersicht über den Zustand ihrer Transformatorenflotte. 

energate: Welche Mehrwerte liefert Ihre Zustandsanalyse im Vergleich zu bisher gängigen Monitoring-Ansätzen?

Laufer: Klassische Monitoring-Systeme zeigen meist nur Grenzwertverletzungen an, deren Interpretation vollständig beim Betreiber liegt. Unsere Analyse geht einen Schritt weiter: Durch die Nutzung erklärbarer datenbasierter Modelle werden Muster sichtbar, die auf sich abzeichnende Veränderungen oder Risiken hinweisen, etwa Frühwarnungen bei Überlastungen: Der Data Collector erkennt steigende Belastungen einzelner Transformatoren, bevor Grenzwerte überschritten werden, sodass Betreiber gezielt Lastmanagement-Maßnahmen einleiten können. Die Lösung kann zudem helfen, kritische Bauteile aufzuspüren: Veränderungen in Vibrationen oder Teilentladungen lassen auf verschleißende Komponenten schließen. Damit können Wartungsmaßnahmen gezielt geplant werden, statt reaktiv nach einem Ausfall zu handeln. 

Diese Datenbasis bildet zugleich eine optimale Grundlage für Netzbetreiber, um ihre Investitionen zu priorisieren: Netzabschnitte, die besonders stark belastet oder anfällig sind, werden klar hervorgehoben, sodass Investitionsentscheidungen datenbasiert getroffen werden können. So lässt sich zugleich der Analyseaufwand reduzieren. Auch Teams ohne tiefgehende Transformator-Expertise können durch die aufbereiteten Kennwerte fundierte Entscheidungen treffen. Der entscheidende Mehrwert: Netzbetreiber erhalten handlungsrelevante, klar begründete Erkenntnisse - nicht nur Rohdaten oder Grenzwertmeldungen. Dies ermöglicht eine vorausschauende Netzführung, minimiert Ausfallrisiken und optimiert Instandhaltungs- und Investitionsprozesse.