Wenn in einem Stromnetz an weit voneinander entfernten Punkten Spannung, Frequenz oder Phasenwinkel aus dem Takt geraten, reicht ein langsames oder nur lokales Lagebild oft nicht aus. Siemens und die Electric Power Group (EPG) wollen genau dafür ihre Systeme verbinden: Synchrophasor-Messungen und Wide Area Monitoring Systems, kurz WAMS, sollen in das Energieautomatisierungsportfolio von Siemens integriert werden.
Die am 20. August angekündigte globale Allianz kann Leitstellen eine bessere Sicht auf schnelle Veränderungen im Netz geben. Sie belegt aber weder einen Kunden-Rollout noch eine kürzere Reaktionszeit oder einen messbaren Gewinn bei Stabilität und Versorgungssicherheit. Bei Netztechnik liegt der Unterschied zwischen einer zusätzlichen Messkette und einem belastbaren Betriebsvorteil in mehreren nachfolgenden Schritten.
Was Siemens und EPG angekündigt haben
Nach Angaben von Siemens soll EPGs Synchrophasor-Technologie einschließlich WAMS direkt in Siemens’ Portfolio für Energieautomatisierung einfließen. Die Unternehmen sprechen von einem langfristigen Rahmenabkommen, einer standardisierten Bereitstellung und einer offen angelegten Architektur. Einen Netzbetreiber, Standort, Liefertermin oder Umfang einer ersten Installation nennt die Mitteilung nicht.
Damit ist der Nachrichtenkern klar umrissen: Es geht um eine geplante Integration und einen Vertriebs- und Bereitstellungsrahmen. Nicht belegt ist, wie weit die gemeinsame Lösung in Kundenprojekten bereits reicht oder welchen Effekt sie dort erzielt.
Warum Synchrophasoren mehr zeigen können als gewöhnliche Telemetrie
Eine Phasor Measurement Unit, meist PMU genannt, misst elektrische Größen mit einem gemeinsamen Zeitbezug. Erfasst werden unter anderem Spannung, Strom, Frequenz und Phasenwinkel. Der Zeitbezug macht Daten aus unterschiedlichen Stationen vergleichbar: Ingenieure können dadurch eher erkennen, ob sich eine Veränderung lokal abspielt oder sich über einen größeren Netzbereich ausbreitet.
Ein konkreter Betreibervergleich stammt von IESO in Kanada. Dort werden für Synchrophasor-Daten 30 bis 120 Meldungen pro Sekunde genannt, für die dort beschriebene SCADA-Telemetrie zwei bis vier. Dazu kommen UTC-Zeitstempel und direkte Phasenwinkelmessungen. Diese Zahlen gelten für den IESO-Kontext, nicht als allgemeines Datenblatt für jedes SCADA-System. Sie erklären dennoch, weshalb die Technik für Schwingungen und schnelle Frequenzänderungen interessant ist.
- PMU
- Misst Spannung und Strom zeitlich synchronisiert und liefert auch Frequenz und Phasenwinkel.
- PDC
- Ein Phasor Data Concentrator sammelt Daten mehrerer PMUs, richtet sie nach Zeitstempeln aus und kennzeichnet oder verarbeitet Qualitätsprobleme.
- WAMS
- Ein Wide Area Monitoring System fasst Daten aus vielen Netzpunkten zusammen und unterstützt die Analyse in Leitstellen.
Die praktische Kette lautet also: PMUs messen in Stationen, Kommunikationsnetze transportieren die Daten, PDCs gleichen die Ströme ab und prüfen ihre Qualität, WAMS verdichtet das Bild für die Leitstelle. Erst dort folgt die betriebliche Entscheidung. Ein Alarm löst nicht automatisch eine Schutzhandlung aus; auch eine Automatisierung muss separat freigegeben, getestet und in bestehende Prozesse eingebunden werden.
Die Datenqualität entscheidet mit
Mehr Messwerte sind nicht automatisch bessere Entscheidungen. CIGRE verweist bei Synchrophasor-Anwendungen auf Fragen der Datenvalidierung, Integration, Tests und Sicherheit. Ein aktueller CIGRE-Fachbeitrag zeigt zudem, dass bereits kurze ungefilterte Datenartefakte die Analyse von Schwingungsmoden verfälschen können.
Auch der Entwurf eines NERC-Handbuchs zur PMU-Datenqualität beschreibt die gleiche Betriebsgrenze: Verlust, Verfälschung oder Verzögerung von Daten sowie Fehler bei Zeitstempeln und Phasenwerten können die Störungserkennung verzögern und zu irreführenden Steueraktionen führen. Das Dokument ist ein nordamerikanischer Entwurf, keine europäische Vorgabe. Als technische Warnung ist es trotzdem nützlich, denn Zeitquelle, Kommunikation, Datenprüfung und Cybersecurity gehören zur Funktion der gesamten Messkette.
Die Methode ist etabliert, die gemeinsame Umsetzung nicht
Synchrophasoren und WAMS sind keine neue Erfindung. CIGRE beschreibt etablierte Anwendungen, und der US-Netzbetreiber PJM berichtet über den Einsatz von nahezu 400 PMUs und die Einbindung entsprechender Anwendungen in den regulären Betrieb. EPG nennt auf seiner eigenen Website weitere internationale Projekte. Das zeigt, dass die Technikklasse im Betrieb angekommen ist. EPGs Projektangaben bleiben allerdings Unternehmensangaben und sind kein Nachweis für die neue Siemens-Integration.
Genau hier liegt die Bedeutung der Allianz. Siemens bringt eine große Plattform für Netzautomation mit, EPG Mess- und Analysebausteine. Wenn die Integration technisch sauber gelingt, könnte sie Netzbetreibern die Beschaffung und Einbindung solcher Funktionen erleichtern. Ob daraus tatsächlich schnellere, robustere Entscheidungen werden, hängt jedoch von der konkreten Installation ab: von der Datenqualität über die Leitstellenabläufe bis zu Schutzlogik und Rückfallebenen.
Warum das auch für Deutschland und Europa relevant ist
Die Internationale Energieagentur sieht Netze und Anschlusskapazität weltweit als Engpass für neue Erzeugung, Speicher und große Lasten. Mehr variable Einspeisung und dynamische Verbraucher erhöhen den Wert eines guten Netzzustandsbilds. Für Deutschland und die EU ist die Ankündigung daher ein plausibler Vergleichsfall für digitale Netzmodernisierung.
Aus der Allianz folgt aber weder ein deutscher oder europäischer Rollout noch eine regulatorische Freigabe. Der nächste belastbare Nachweis wäre ein benannter Netzbetreiber mit dokumentierter Integration, gemessener Datenqualität sowie nachvollziehbaren Alarm- und Reaktionszeiten. Erst ein solcher Betriebsnachweis würde zeigen, ob aus der angekündigten Verbindung ein praktischer Vorteil für die Netzführung wird.
Quellen und weiterführende Informationen
- Siemens: Allianz mit Electric Power Group für proaktives Netzmanagement und Resilienz, 20. August 2026
- Electric Power Group: Phasor Data Concentrator
- CIGRE: Review of Advancements in Synchrophasor Measurement Applications
- IESO: Synchrophasor Data Requirements, Issue 2.0
- IEA: Electricity 2026 – Grids
- NERC: PMU Data Quality and System Maintenance Manual
- PJM: Synchrophasor Technology
Hinweis: Für diesen Artikel wurden KI-gestützte Recherche- und Editierwerkzeuge verwendet. Der Inhalt wurde redaktionell geprüft. Stand: 2026-08-24.
