Netzzustandsermittlung: Was Minutenwerte nicht zeigen

Wärmepumpen, Wallboxen, PV-Anlagen und Heimspeicher verändern die Lastflüsse in der Niederspannung grundlegend. Seit der Festlegung BK6-22-300 der Bundesnetzagentur dürfen Verteilnetzbetreiber steuerbare Verbraucher netzorientiert dimmen, allerdings nur, wenn eine Netzzustandsermittlung einen drohenden Engpass belegt. Damit stellt sich eine neue Frage: Welche Messdaten braucht man dafür, und was entgeht einem, wenn man sich auf das Minimum beschränkt?

Was der VDE FNN Hinweis zur Netzzustandsermittlung verlangt

Den Stand der Technik beschreibt der VDE FNN Hinweis zur Netzzustandsermittlung, der im April 2025 nach einer Konsultation unter Leitung der Bundesnetzagentur erschienen ist. Er gibt kein bestimmtes Rechenverfahren vor, sondern Genauigkeitsanforderungen an Spannung und Strom. Auch datengetriebene Verfahren wie neuronale Netze sind damit grundsätzlich zulässig.

Bemerkenswert ist eine nüchterne Feststellung: Wegen der geringen Messdichte bleibt das Gleichungssystem der Niederspannung unterbestimmt. Kein Algorithmus kann Messpunkte ersetzen, die es nicht gibt. Der Smart-Meter-Rollout ändert daran nur langsam etwas, und unter „hochaufgelöst“ versteht die Regulierung bislang Messintervalle von höchstens 60 Sekunden.

Für die Engpassfrage ist das oft ausreichend. Wie wir in unserem Beitrag Was passiert wirklich im Verteilnetz? beschrieben haben, lässt sich der Zustand eines Netzsegments schon aus wenigen gut platzierten Messpunkten schätzen.

Die Lücke: Minutenwerte zeigen Auslastung, aber keinen Verschleiß

Ein Minutenwert sagt, wie stark ein Abgang belastet ist. Er sagt nicht, ob eine Muffe altert, ein Neutralleiter korrodiert oder ein Kabel kurz vor dem Durchschlag steht. Solche Vorgänge kündigen sich in Ereignissen an, die nur Bruchteile einer Netzperiode dauern. Nach Untersuchungen des EPRI verlöschen typische Vorläuferfehler in Verteilnetzen nach einer Viertel- bis halben Periode von selbst, also nach weniger als zehn Millisekunden. In gemittelten Werten tauchen sie nicht auf.

Für Netzbetreiber ist das kein akademisches Detail. Ungeplante Ausfälle, Tiefbau unter Zeitdruck und Sicherheitsrisiken durch schleichende Fehler kosten deutlich mehr als jede Messung.

Fehlerfrüherkennung: Was hochfrequente Messdaten verraten

International ist die Auswertung von Wellenformen bereits weit gediehen. Die an der Texas A&M University entwickelte Distribution Fault Anticipation wertet hochauflösende Strom- und Spannungsverläufe aus Umspannwerken automatisch aus. US-Versorger haben damit sich anbahnende Fehler erkannt und repariert, bevor Kunden ohne Strom waren.

In Großbritannien setzen Netzbetreiber Monitore in der Niederspannung ein, die Vorläufer von Kabelfehlern direkt am Abgang erfassen. Der Hersteller Kelvatek gibt an, Fehler oft Jahre vor ihrer Auswirkung auf Kunden zu erkennen. In einem Projekt mit Electricity North West zeigte sich zudem, dass schon eine Widerstandserhöhung im Neutralleiter von etwa einem Ohm aus Messungen in der Station oder an Smart Metern erkennbar ist. Eine zweite Lehre aus diesem Projekt: Wer nur die Summe am Transformator misst, sieht zwar, dass irgendwo etwas altert, aber nicht wo.

Hinzu kommt der Frequenzbereich zwischen 2 und 150 kHz. In diesen sogenannten Supraharmonischen hinterlassen Wechselrichter, Ladegeräte und andere Leistungselektronik ihre Spuren, und sie stehen im Verdacht, die Alterung von Betriebsmitteln zu beschleunigen. Ein genormtes Messverfahren für das öffentliche Netz gibt es dafür noch nicht; die IEC arbeitet an einer Erweiterung der Norm IEC 61000-4-30. Auch Forschungsgruppen wie das IAEW der RWTH Aachen untersuchen, wie sich Kabelzustand und Temperatur in hochfrequenten Signalen widerspiegeln.

Das Datenproblem und warum die Auswertung in den Sensor gehört

Der Haken hochfrequenter Messung ist die Datenmenge. Das Lawrence Livermore National Laboratory beziffert den Speicherbedarf einer kontinuierlichen Wellenformaufzeichnung auf rund 750 GB pro Gerät und Monat. Das ist ein Vielfaches dessen, was Smart-Meter-Gateways oder Mobilfunkverträge im Verteilnetz wirtschaftlich übertragen können.

Die Lösung liegt darin, die Rohdaten gar nicht erst zu übertragen. Ein Sensor mit ausreichend Rechenleistung wertet die Wellenform direkt vor Ort aus und sendet nur, was gebraucht wird: verdichtete Messwerte für die Netzzustandsermittlung, dazu Ereignisse und Zustandsindikatoren für das Asset-Management. Aus einem Messpunkt werden so zwei Nutzen, ohne dass die Kommunikationskosten explodieren.

Was das für den Hausanschluss bedeutet

Genau für diesen Ansatz ist der Sensor von Ladon Energy gebaut. Er misst am Hausanschluss Spannung und Strom je Phase in hoher Auflösung und bringt die Rechenleistung mit, KI-Modelle direkt auf dem Gerät auszuführen. Für Netzbetreiber entstehen daraus Messwerte am Strangende, wo Engpässe und Spannungsprobleme zuerst auftreten, und zusätzlich Informationen, die in Minutenwerten nicht enthalten sind.

Die stärksten Belege für die Fehlerfrüherkennung aus Wellenformen stammen bisher aus Umspannwerken und Ortsnetzstationen. Ob sich die Verfahren auf den Hausanschluss übertragen lassen, ist noch nicht im Markt nachgewiesen. Wir halten es für eine der spannendsten Fragen für das Verteilnetz und arbeiten daran, sie gemeinsam mit Netzbetreibern zu beantworten.

Heute: hochaufgelöste Messdaten vom Hausanschluss mit Dashboard und Datenexport für Netzbetreiber.
Vision: Netzzustandsermittlung und Zustandsdiagnose von Kabeln und Anschlüssen aus demselben Messpunkt, ausgewertet direkt im Sensor.

Häufige Fragen zur Netzzustandsermittlung in der Niederspannung

Was ist eine Netzzustandsermittlung?

Eine Netzzustandsermittlung bestimmt Spannungen und Ströme in einem Netzgebiet, indem sie vorhandene Messwerte mit einem Netzmodell verknüpft. In der Niederspannung ist sie die Voraussetzung dafür, dass Verteilnetzbetreiber steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG netzorientiert dimmen dürfen.

Welche Messintervalle sind für die Netzzustandsermittlung nach § 14a EnWG vorgesehen?

Aus der Festlegung der Bundesnetzagentur wird abgeleitet, dass hochaufgelöste Netzzustandsdaten in Intervallen von höchstens 60 Sekunden vorliegen sollen. Sie stammen aus Ortsnetzstationen, Kabelverteilern und intelligenten Messsystemen. Welche Genauigkeit die Ermittlung erreichen muss, beschreibt der VDE FNN Hinweis vom April 2025.

Was sind Supraharmonische?

Supraharmonische sind Spannungs- und Stromanteile im Frequenzbereich von 2 bis 150 kHz. Sie entstehen vor allem durch Leistungselektronik wie Wechselrichter und Ladegeräte. Für ihre Messung im öffentlichen Netz gibt es bisher kein genormtes Verfahren.

Wie lassen sich Kabelfehler erkennen, bevor sie auftreten?

Viele Kabel- und Muffenfehler kündigen sich durch kurze, selbstverlöschende Ereignisse an, die oft weniger als eine halbe Netzperiode dauern. Sie sind nur in hochfrequent abgetasteten Strom- und Spannungsverläufen sichtbar. Wertet ein Sensor diese Wellenformen vor Ort aus, kann er solche Vorläufer melden, lange bevor eine Sicherung auslöst.

Sie betreiben ein Verteilnetz und möchten das in einem Pilotprojekt testen? Sprechen Sie uns an.

Quellen: VDE FNN, Netzzustandsermittlung in der Niederspannung (April 2025) · VDE FNN Hinweis Netzzustandsermittlung, Version 1.0 · Niehs u. a., EnInnov 2026 · EPRI, Distribution Fault Location and Waveform Characterization (2009) · T&D World, Incipient Faults: Can They Be Seen? · Camlin/Kelvatek zu LV-Monitoring · Electricity North West, Cable Health Assessment LV (2021) · Electricity North West, Online Neutral Assessment (2023) · Mariscotti & Mingotti, Sensors 2024 · TU Dresden, Supraharmonics Measurement Methods (IEEE Access 2020) · Mahjoob u. a., RWTH Aachen, IEEE PES GM 2026 · Joo, LLNL, CIGRE US 2023