IoT in der Laststeuerung: Signale, Steuerung und Nachweis

Laststeuerung (Demand Response, DR) ist eine geplante Änderung des Stromverbrauchs eines Standorts auf Anforderung des Netzes oder des Marktes. Der Standort senkt, verlagert oder erhöht seine Last für einen festgelegten Zeitraum. Das Programm vergütet die bereitgestellte Flexibilität und die Veränderung, die der Zähler nachweist.

In der EU verpflichtet Artikel 17 der Richtlinie 2019/944 die Mitgliedstaaten, Endkunden direkt oder über einen Aggregator diskriminierungsfrei neben Erzeugern an allen Strommärkten teilnehmen zu lassen. Die nationalen Systembetreiber legen anschließend die Produkte fest. Dieser Leitfaden nutzt Beispiele aus Großbritannien und Irland. Ein Aggregator, der viele Standorte zu einer Ressource bündelt, betreibt ein virtuelles Kraftwerk.

Arten der Laststeuerung

Das jeweilige Programm bestimmt, wie schnell der Standort reagieren und wie seine Reaktion gemessen werden muss.

Der Leitfaden zur dynamischen Frequenzreaktion behandelt die britischen Frequenzdienste ausführlich; der FCAS-Leitfaden erläutert Australien. Im Folgenden geht es um Energie- und Kapazitätsereignisse, mit denen die meisten Standorte beginnen.

Ablauf eines Laststeuerungsereignisses

Ein abgerufenes Ereignis hat fünf Schritte:

1. Der Standort oder sein Aggregator meldet, wie viel Last er für welche Dauer verändern kann.
2. Der Systembetreiber oder Aggregator startet das Ereignis.
3. Die lokale Steuerung verändert ausgewählte Lasten innerhalb ihrer sicheren Grenzen.
4. Die Messung erfasst den Verbrauch vor, während und nach dem Ereignis.
5. Das Programm vergleicht den gemessenen Verbrauch mit einer Referenzlast und vergütet die Differenz.

Ein preisgesteuertes Programm hat weder Abruf noch Verfügbarkeitsmeldung. Der Standort reagiert auf den Tarif; die Abrechnung erfolgt über die Stromrechnung.

Eine Verfügbarkeitsmeldung ist nur so gut wie die aktuellen Standortdaten. Meldet der Standort 100 kW, obwohl die flexiblen Lasten bereits ausgeschaltet sind, kann er nichts liefern. Stützen Sie die Meldung auf die momentane Last jedes flexiblen Stromkreises, nicht auf dessen Nennleistung.

Anweisung empfangen

Anweisungen kommen auf drei üblichen Wegen an. Am einfachsten ist ein potenzialfreier Kontakt oder ein Relaissignal eines vom Aggregator installierten Reglers; dies ist an Gewerbe- und Industriestandorten weiterhin verbreitet. Zweitens gibt es die eigene API des Aggregators, meist über MQTT mit TLS oder HTTPS. Drittens gibt es offene Standards: OpenADR 2.0b ist als IEC 62746-10-1 veröffentlicht und nutzt XML-Nachrichten. OpenADR 3 wurde im November 2023 eingeführt und ist eine REST-API mit JSON-Nachrichten.

Unabhängig von der Schnittstelle muss die Standorttechnik:

• den Absender authentifizieren und verspätete oder bereits verarbeitete Anweisungen ablehnen;
• den Eingang der Anweisung mit Zeitstempel bestätigen;
• jede Anweisung, Bestätigung und Lastaktion protokollieren.

Legen Sie das Verhalten bei Verbindungsverlust vor dem ersten Ereignis fest. Enthält die Anweisung einen Endzeitpunkt oder eine Dauer, kann der Regler das Ereignis ohne Verbindung beenden und die Lasten rechtzeitig zurückführen. Ohne Endzeitpunkt muss er zwischen zwei unerwünschten Folgen wählen: Bleiben die Lasten abgeschaltet, kann ein Kühlhaus seinen Grenzwert überschreiten. Kehrt die Last sofort zurück, unterschreitet der Standort die zugesagte Leistung und das Programm kürzt die Vergütung. Fällt die Verbindung schon vor dem Ereignis aus, melden Sie den Standort als nicht verfügbar.

Lasten sicher verändern

Geeignete Lasten verfügen über einen Speicher: Das Kühlhaus hält seine Temperatur, der Warmwasserspeicher Wärme, eine Batterie Ladung und ein Reservoir Wasser. Der Speicher und die Abbruchbedingung bestimmen die verfügbare Flexibilität.

Ein Versuch mit abgeschalteten Verdichtern zeigt beispielsweise, dass ein Fühler in der Produktzone ab einem Sollwert von −22 °C eine Erwärmung von 1,5 K/h misst. Die Produktgrenze liegt bei −18 °C; der Standort hält 1 K Sicherheitsabstand. Damit kann das Kühlhaus für (4 K − 1 K) ÷ 1,5 K/h = 2 Stunden abgeschaltet bleiben. Luftfühler erwärmen sich viel schneller als das Produkt. Die Grenze muss daher auf einem Fühler in der Produktzone beruhen. Der Leitfaden zur Laststeuerung in der Kältetechnik zeigt die Messpunkte.

Zwei Grenzen werden leicht übersehen. Nach IEC 61851-1 können Ladepunkte den Strom nicht unter 6 A je Phase senken. Bei 230 V kann ein dreiphasiger Ladepunkt deshalb nicht unter etwa 4,1 kW laden; bei geringerem Spielraum muss er pausieren. Entlädt eine Batterie mehr Leistung als der Standort verbraucht, wird die Differenz eingespeist. Gibt es eine Einspeisegrenze, wie bei vielen G99-Anschlüssen, muss die Batterie während des Ereignisses dem sinkenden Standortverbrauch folgen.

Lokale Grenzen haben stets Vorrang vor einer Fernanweisung. Beendet eine Abbruchbedingung das Ereignis, führt der Regler die betroffene Last zurück, protokolliert das Ende mit Zeitstempel und meldet es dem Aggregator. Geben Sie die Lasten nach dem Ereignis gestaffelt frei. Starten alle Verdichter in derselben Minute, kann ein neuer Standortpeak entstehen. Eine Leistungs- oder Spitzenlastgebühr kann dann höher sein als die Vergütung des Ereignisses. Der Rechner für EV-Ladekapazität zeigt die verbleibende Kapazität für Ladepunkte am Anschluss.

Reaktion messen

Die Messung muss den Standortverbrauch in der Auflösung und Genauigkeit erfassen, die das Programm verlangt. Dokumentieren Sie Zähleridentität, Stromwandlerübersetzungen, Einbaurichtung der Stromwandler, Zeitquelle und jede Datenlücke.

Aus der Energie eines Intervalls folgt die mittlere Leistung. 7 kWh in 15 Minuten entsprechen 28 kW mittlerer Leistung:

Drei Messfehler treten häufig auf und sind an einem einzelnen Wert nicht erkennbar:

• Zeitversatz. Geht eine Zähleruhr 2 Minuten nach, gelangen 2 Minuten Last vor dem Ereignis in dessen erstes Intervall. Bei einer Reduktion um 110 kW verschiebt dies etwa 3,7 kWh beziehungsweise 13 % der Reduktion in diesem 15-Minuten-Intervall. Synchronisieren Sie Zähler und Regler mit NTP oder GNSS und protokollieren Sie den Versatz.
• Stromwandlerübersetzung. Ist ein Zähler für 400/5 eingestellt, obwohl ein 500/5-Stromwandler montiert ist, zeigt er 80 % der tatsächlichen Last. Der Fehler skaliert Referenz- und Ereignistage gleichermaßen. Die Daten wirken konsistent, aber der Standort wird nur für 80 % seiner Reduktion vergütet. Vergleichen Sie die Summe der Unterzähler mit dem Abrechnungszähler.
• Stromwandlerrichtung. Ein verkehrt herum montierter Stromwandler an einer symmetrischen dreiphasigen Last kann ein Drittel der tatsächlichen Leistung anzeigen; bei unsymmetrischer Last können in manchen Intervallen negative Werte auftreten.

Eine separate Messung der flexiblen Lasten ist für die Abrechnung nicht immer erforderlich. Sie zeigt jedoch, welche Last die Reaktion erbracht und welche sie frühzeitig beendet hat. Dadurch wird die nächste Verfügbarkeitsmeldung genauer.

Referenzlast und erbrachte Reduktion berechnen

Die Referenzlast ist der Verbrauch, den der Standort ohne Ereignis gehabt hätte. Das Programm legt die Methode fest; sie bestimmt die Vergütung.

Der britische Demand Flexibility Service verwendet standardmäßig die Methode P376. Für einen Werktag ist die Referenzlast jeder halben Stunde der Mittelwert derselben halben Stunde an den 10 jüngsten zulässigen Werktagen innerhalb der vorangegangenen 60 Tage. Für ein Wochenende oder einen gesetzlichen Feiertag werden die 4 jüngsten zulässigen Tage betrachtet und die beiden mittleren Werte gemittelt. Tage mit einem DFS-Ereignis, einem Capacity-Market-Ereignis oder einem mit höchstens 48 Stunden Vorlauf abgerufenen DSO-Flexibilitätsereignis sind ausgeschlossen. Ein Zählpunkt mit weniger als 5 zulässigen Werktagen darf nicht verwendet werden. Die Vorgaben vom August 2026 führen für Industrie- und Gewerbestandorte eine optionale selbst gemeldete Referenzlast ein.

Eine Anpassung am Ereignistag skaliert die historische Referenzlast auf den Verbrauch kurz vor dem Ereignis. Das kann Wetter und Belegung berücksichtigen, lässt sich aber manipulieren. Im Winter 2022/23 nutzte die Referenzlast des DFS für Haushalte eine Anpassung anhand des Verbrauchs im Zeitraum von 4 bis 1 Stunde vor dem Ereignis. Erhöhte ein Standort in diesem Fenster seine Last, stieg die Referenzlast. Anschließend konnte er für die Reduktion der gerade erst hinzugefügten Last vergütet werden. NESO entfernte diese Anpassung im Winter 2023/24. Falls ein Programm sie weiterhin nutzt, prüfen Sie sowohl ihre Obergrenze als auch, ob das Anpassungsfenster endet, bevor der Standort vom Ereignis erfährt.

Dynamische Frequenzdienste verwenden keine historische Referenzlast. Die erwartete Reaktion wird aus der gemessenen Frequenz und der vertraglichen Reaktionskennlinie berechnet und in jedem Intervall mit der gemessenen Leistung verglichen.

Die erbrachte Reduktion ist je Intervall die Referenzlast minus dem gemessenen Verbrauch. Im folgenden Beispiel hat ein Kühlhaus 100 kW für eine Stunde zugesagt und in jedem 15-Minuten-Intervall zwischen 95 und 110 kW geliefert. In den zwei Intervallen nach dem Ereignis laufen die Verdichter zur Erholung; der Standort verbraucht 85 und 45 kW mehr als seine Referenzlast:

Das Ereignis senkte den Verbrauch um 106,3 kWh. Der Nachholeffekt nahm davon 32,5 kWh wieder in Anspruch. Die meisten Energieprogramme vergüten nur die Ereignisintervalle. Der Nachholeffekt kann dennoch Kosten verursachen, wenn er die Monatsspitze bestimmt. Der Leitfaden zur Referenzlast vergleicht die Methoden und ihre Datenanforderungen; der Leitfaden zu Peak Shaving behandelt denselben Nachholeffekt bei Tarifspitzen.

Teilweise Lieferung ist häufig. Beendet eine Produktgrenze das Ereignis nach 30 Minuten, zeigen die letzten beiden Intervalle fast keine Reduktion, und die mittlere Lieferung fällt auf etwa 55 %. Im DFS gibt es zwischen 50 % und 120 % des angenommenen Volumens keine Vertragsstrafe. Zwischen 25 % und 50 % wird die Zahlung gekürzt; unter 25 % erfolgt keine Zahlung. Ein Standort, der eine realistische Dauer meldet, erzielt mehr als einer, der den Idealfall zusagt.

Checkliste für die Inbetriebnahme

Frequenzdienste wie Dynamic Containment verlangen vor der Teilnahme einer Anlage einen Leistungstest; Energieprogramme können Testereignisse abrufen. Prüfen Sie vor dem ersten Test oder realen Ereignis:

Wie EpiSensor Laststeuerung unterstützt

EpiSensor liefert Messung und lokale Steuerung am Standort. ZEM-Strommessgeräte erfassen den Netzanschlusspunkt und die flexiblen Stromkreise. Jeder ZEM wird vor der Auslieferung zusammen mit seinen Stromwandlern kalibriert; Klasse 0,5S beschreibt also Zähler und Stromwandler gemeinsam. Der ZDR-Laststeuerungsregler misst in derselben Klasse und reagiert binnen 100 ms auf Unterfrequenz. ZDR-20 und ZDR-21 schalten eine Last über ein Relais; ZDR-22 sendet über Modbus einen Sollwert an eine Batterie oder USV. ZDR-21 und ZDR-22 ergänzen GPS-Zeit und Ereignisaufzeichnungen im 20-ms-Raster.

Auf dem Gateway läuft Edge. Edge speichert Messwerte vor Ort und leitet sie bei verfügbarer Verbindung über MQTTS oder HTTPS weiter. Edge-Automatisierungen setzen lokale Abbruchbedingungen durch, etwa eine Produkttemperaturgrenze. Eine zeitgesteuerte Automatisierung speichert ihre Endaktion vor dem Start, damit Lasten auch nach Verbindungsverlust oder Neustart rechtzeitig zurückkehren. Ein Aggregator sendet Befehle über die authentifizierte Edge-Befehls-API oder ein vereinbartes MQTTS-Topic. Das Befehlsmodell wird je Projekt abgestimmt. Der Edge-Modbus-TCP-Server kann Messwerte an einen Standortregler liefern, nimmt jedoch keine Steuerbefehle an.

Die Seite Laststeuerung und virtuelles Kraftwerk zeigt die gesamte Architektur. In Deutschland unterliegen steuerbare Wärmepumpen, Wallboxen und Batterien außerdem § 14a EnWG mit eigenen Steuerungsregeln.