Netz - Wind- und Solarenergie werden weiter zunehmen für das Verteilnetz können kritische Situationen entstehen. Ein intelligentes Regelungskonzept ermöglicht ein Gegensteuern, etwa durch die automatisierte Ansteuerung von regelbaren Ortsnetztrafos und Längsreglern.
Schon heute an das Stromnetz von morgen denken – das hat die Energieversorgung Leverkusen (EVL) getan. Denn die Energiewende bringt große Herausforderungen für Versorgungsnetze mit sich: Das bestehende Niederspannungsnetz wurde ursprünglich nur zur Verteilung von Strom und nicht für die volatile Einspeisung von Erneuerbaren entworfen. Die Folgen sind stark schwankende Lastflüsse bis hin zu Lastflussumkehr und Spannungsbandverletzungen.
»Netzausbau ist aufwendig und langwierig. Bestehende Kapazitäten auszunutzen verspricht daher in vielen Fällen sinnvoller zu sein«, so Dr. Ulrik Dietzler, technischer Geschäftsführer EVL. »Dazu sind die Kenntnis des aktuellen Netzzustandes und eine intelligente Ansteuerung erforderlich.« Die EVL hat dafür das System INES (intelligente Netzeinspeisestation) getestet.
In dem 2011 gestarteten Forschungsprojekt haben Mainova, die Bergische Universität Wuppertal, Bilfinger Mauell und SAG eine intelligente Ortsnetzstation und ein Verteilnetz-Management entwickelt. Seit 2012 ist das System in verschiedenen Testgebieten im Einsatz. Neben Leverkusen sammelten auch die Statdwerke Ratingen und die NRM Netzdienste Rhein-Main damit ihre Erfahrungen. Mit der Lösung ist es möglich, ein bestehendes Ortsnetz mit einem modularen, autarken Mess- und Regelsystem zu erweitern, mit dem alle Einspeise- und Lastflusssituationen in Echtzeit kontrolliert und bei Bedarf kritische Abweichungen gezielt behoben werden.
»Eine große Herausforderung bestand auch darin, nicht eine proprietäre Lösung zu entwickeln, sondern damit einen neuen Standard zu setzen. Mit dieser Prämisse haben wir den Gedanken der Systemplattform verfolgt«, so Martin Stiegler, Leiter Smart Grid Services SAG. Denn Teil des Regelungskonzeptes ist die Einbindung der am Markt verfügbaren Regelungskomponenten für Spannungs-, Blindleistungs- und Wirkleistungsrege-lung. So integriert und steuert die Lösung unterschiedliche Komponenten wie regelbare Ortsnetztrafos (RONT), Längsregler, Wechselrichter, EEG-Erzeuger, und leistungsstarke Verbraucher.
Das Projekt basiert dabei auf einem speziellen Algorithmus, der an der Uni Wuppertal entwickelt wurde.
Durch den Algorithmus kann der Einbau von Messgeräten auf ein Minimum reduziert werden. »Aus wenigen Werten aus dem Stromnetz kann dadurch eine sehr genaue Aussage über den gegenwärtigen Zustand des Netzes belastbar hochgerechnet werden«, sagen Nils Neusel-Lange und Christian Oerter vom Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgungstechnik der Universität. Im Rahmen des Projekts in Leverkusen wurde der Algorithmus um zusätzliche Funktionen, unter anderem eine automatisierte Topologieerkennung, erweitert und getestet. Umschaltungen im Netz werden so direkt erkannt und die Netztopologiedaten automatisch adaptiert.
Im Bereich Rüttersweg, der bereits für ein Smart-Meter-Pilotprojekt ausgesucht worden war, hat die EVL dazu die nötige Mess- und Kommunikationstechnik installiert. Es werden kontinuierlich Strom, Spannung und Leistung gemessen. Veränderungen erkennt die Lösung und kann sofort darauf reagieren. Wird beispielsweise mehr Strom eingespeist oder mehr verbraucht, kann sie diese Entwicklung entsprechend auffangen, etwa indem das System die Leistung des Trafos im jeweiligen Ortsnetz regelt.
Der Regelungsalgorithmus folgt dabei einem dreistufigen Konzept. Zuerst wird versucht, einer Spannungsbandverletzung durch Steuerung eines RONT oder eines Längsreglers zu begegnen. Führt das nicht zum Erfolg, folgt in der zweiten Stufe die Anpassung der Blindleistung. Laut Dr. Peter Birkner, Technikvorstand Mainova, können mit blindleistungs- und spannungsbeeinflussenden Maßnahmen rund 85% der Grenzverletzungen behoben werden.
Erst in der dritten Stufe erfolgt die Anpassung der Wirkleistung oder Laststeuerung. Im Fall einer PV-Anlage: Führen die Regelungsaktivitäten der ersten beiden Stufen nicht zum Erfolg, erfolgt die Wirkleistungsregelung – auf die Stufen 90, 60, 30, 0% oder auch stufenlos. »Durch die Reportingfunktion von INES können für die Nachweisführung für diese Fälle die genauen Daten mit Zeitstempel zur Zahlung der Entschädigung an den Anlagenbetreiber zugrunde gelegt werden«, so Stiegler.
Eine weitere Rolle im Projekt spielt neben Algorithmen und Messtechnik auch die eingesetzte Kommunikationsinfrastruktur, erläutert Wolfgang Friedrich, Produktmanager Netzleittechnik von Bilfinger Mauell. »In der Mittel- und Niederspannung stehen weitestgehend keine fest geschalteten Kommunikationsverbindungen im Eigentum des Netzbetreibers zur Verfügung.«
Zum Einsatz kommen hier im Wesentlichen Produkte wie Powerline sowie private oder öffentliche Funklösungen. Diese sind in Bezug auf Verfügbarkeit oder Bandbreite begrenzt oder es sind Folgekosten über die Vertragslaufzeit zu berücksichtigen. »Hier wurden im Projekt unterschiedliche hybride Verfahren erprobt und eingesetzt.« In Leverkusen galt es zum Beispiel, das System in die bestehende Powerline-Infrastruktur des Smart-Meter-Projektes zu integrieren.
Im ländlichen Projektgebiet in Ratingen lag dagegen eine IKT-Infrastruktur aus Powerline und Glasfaser vor. Im Rahmen des Projektes ging es darum, die aufgrund hoher PV-Belastung immer wieder auftretenden Spannungsbandverletzungen mit hohem Freileitungsanteil ohne aufwendigen Netzausbau in den Griff zu bekommen. Unter anderem wurde eine Kabelanschlussgarnitur mit integrierter Messsensorik von 3M installiert, um den Mittelspannungsnetzzustand an der Ortsnetzsstation zu erfassen.
Nachdem die Projektpartner in den unterschiedlichen Testgebieten die Lösung überprüft und verfeinert hatten, stellten sie das Produkt im Juni vor. Zudem haben sie das Konzept auf die Mittelspannungsebene ausgedehnt und forschen hier weiter.
Die Lösung besteht aus verschiedenen Bausteinen: Die s-box für die Ortsnetzstation, die m-box für Messung in den Kabelverteilern und die a-box für Steuerung und Überwachung von EEG- sowie von Verbrauchsanlagen. »Je nach Anwendungsfall kann das System von einem reinen Monitoringsystem zur Netzzustandserfassung bis hin zu einem autark agierenden Regelungssystem für die Nieder- und Mittelspannung erweitert werden«, so Friedrich. Stiegler ergänzt: »Die Entscheidung für INES beinhaltet auch die Entscheidung für die zweite und dritte Ausbaustufe – also Netzmonitoring und Netzautomatisierung –, aber eben immer nur da, wo es sinnvoll und notwendig ist.«
Im ersten Schritt werden bestehende Ortsnetzstationen um die Funktion Stationsmonitoring zur Erfassung von Auslastungsgrad und Stationszustand erweitert. In der zweiten Stufe können im Netz an neuralgischen Netzknoten Messsensoren und Regeleinheiten platziert werden, um das Ortsnetz überwachen und steuern zu können.
In der Ortsnetzstation werden die Daten der dezentral gewonnenen Messungen zusammengeführt und anschließend in einer zyklischen Online-Berechnung (Grid State Identification) des aktuellen Netzzustandes, aufbereitet. »Dabei müssen nur 15 Prozent der Netzknoten mit Sensorik/Aktorik ausgestattet werden, um ein komplettes Netzabbild zu erhalten«, so Stiegler.
In der dritten Ausbaustufe wird in Kombination mit dem Berechnungsalgorithmus Intelligent Grid Control (IGC) und Ausstattung zentraler Einspeiser und Verbraucher mit Aktorik eine autarke, intelligente Netzführung mit Wahl der optimalen Strategie zur Spannungs-, Blindleistungs- und Wirkleistungsregelung in Echtzeit erreicht.
»Wir gehen davon aus, dass schon heute 20 Prozent aller Ortsnetze vom Einsatz unseres intelligenten Verteilnetz-Managements profitieren könnten. Die eingesparten Kosten gegenüber herkömmlichem Netzausbau sind dabei aber nur der kleinere Teil des Gesamt-Kundennutzen«, so Stiegler. »Die Verteilnetze werden in Zukunft zusätzlich einen Beitrag zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen liefern müssen. Das System zur dezentralen Verteilnetzautomatisierung stellt die hierzu erforderliche Grundlage zur Verfügung.«
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