In kleinen Schritten

Markt

Netz - In den nächsten zehn Jahren muss die Stromnetz-Infrastruktur bundesweit modernisiert und an entscheidenden Stellen automatisiert werden. Ziel ist das intelligente Netz. 2018 soll die Realisierungs- und Marktphase erreicht werden. Bis dahin ist es noch ein weiter Weg. In diesem Jahr starteten bundesweit mehrere Pilotanlagen für das Smart Grid.

25. November 2014

Pellworm, Wildpoltsried bei Kempten, Reken im Münsterland, Aachen: Die Test- und Pilotphase zum Aufbau eines intelligenten Stromnetzes in Deutschland findet in der Regel abseits der Ballungsräume statt. RWE nahm in diesem Jahr insgesamt drei Anlagen in Betrieb, auch sie auf dem flachen Land: Im münsterländischen Reken, in Schwabmünchen-Wertachau bei Augsburg und in Kisselbach im Hunsrück. Das Image von der verschlafenen Provinz stimmte nie so recht; anhand der aufgeführten Smart-Grid-Projekte wird deutlich: In Zeiten von Internet, Digitaltechnik und Glasfaser gibt es kein Stadt-Land-Gefälle mehr. Heute wird auch in der vermeintlichen Provinz an der Zukunft gearbeitet.

Siehe die Kleinstadt Reken. Ende September ging das Projekt ans Netz. Als Teil des EU-geförderten Projektes Grid4EU erforscht RWE mit Partnern, wie intelligente Stromnetze zur Erreichung der EU-Kernziele für das Jahr 2020 im Bereich Klimawandel und nachhaltige Energiewirtschaft beitragen können. Ergebnisse werden bis 2016 gesammelt und ausgewertet, so das Unternehmen in einer Mitteilung. Im Rahmen des Forschungsprojektes arbeitet RWE mit ABB und der Technischen Universität Dortmund zusammen.

Reken testet das Netz 2.0

Die Technik ist bereits vollständig in das bestehende Ortsnetz von Reken integriert worden. »Neue Betriebsmittel in den Ortsnetzstationen messen die aktuellen Belastungssituationen im Stromnetz und passen die Netzstruktur automatisch den aktuellen Anforderungen an«, heißt es in einer Projektbeschreibung. »Bestehende Ringleitungen werden je nach Bedarf so geschaltet, dass Verbraucher und Einspeiser in direkter Verbindung zueinander stehen.« So wird der Strom, der in Reken produziert wird, auch vermehrt direkt in Reken verbraucht. Das Netz wird durch die erweiterte Steuerungsfunktion auch zuverlässiger. Im Störungsfall erkennt die zuständige Netzleitstelle in Arnsberg direkt, wo eine Reparatur notwendig ist.

Flexibilität auf Mittelspannungsebene

Reken und die rund 14.000 Einwohner wurden ausgewählt, weil dort bereits heute besonders viele regenerative Erzeugungsanlagen Energie einspeisen und noch weitere geplant sind. In dem zum Teil städtisch und zum Teil ländlich geprägten Netz im Bereich von Westnetz wird den Angaben zufolge schon jetzt etwa so viel Strom produziert wie verbraucht – jedoch nicht immer zur gleichen Zeit.

Die Technische Universität Dortmund hat die notwendigen Berechnungsalgorithmen für die vornehmlich dezentrale Steuerung des Stromnetzes entwickelt. »Die dezentrale Einspeisung führt bereits heute in ländlich geprägten Verteilnetzen zu neuen Herausforderungen«, so Professor Dr.-Ing. Christian Rehtanz laut einer RWE-Mitteilung. »Mit der automatisierten und dezentralen Steuerung in der Mittelspannungsebene erreichen wir in Reken eine neue Dimension in der Flexibilisierung von Stromnetzen.«

In Reken sind bereits rund 700 EE-Anlagen am Netz mit einer Gesamtleistung von rund 23,5MW. 14MW steuern allein die installierten PV-Anlagen bei. Weil nicht an allen Tagen die Sonne scheint und der Wind mal stärker, mal schwächer weht, wird regenerativ erzeugte Energie mit unregelmäßiger Leistung eingespeist. Das bringt die Stromnetze an vielen Stellen an die Grenzen der Belastbarkeit. In Reken übersteigt schon heute die installierte Leistung aus erneuerbaren Energien die maximale Last.

An vielen Tagen wechselt der Lastfluss am späten Vormittag aufgrund der hohen EE-Einspeisung. Dann kehrt sich laut RWE der Stromfluss um und Energie wird vom Mittelspannungsnetz in das Hochspannungsnetz geleitet.

Lastumkehr am Vormittag

Dies soll vermieden werden. Die Schaltelemente in Reken sorgen dafür, dass die Energie vorrangig vor Ort genutzt werden kann. Eine wesentliche Innovation im Projekt ist die Idee der Schaltautonomie. Zunächst müssen die aktuellen Belastungssituationen im Netz bestimmt werden.

Dafür sind neue technische Schalt-und Beobachtungsmöglichkeiten in das Netz integriert. Es müssen dazu nicht alle Stationen im Rekener Netz messtechnisch erfasst werden. Es reicht aus, an bestimmten neuralgischen Punkten zu messen. Die eingebauten Schalt- und Messmodule tauschen die erfassten Daten aus und sorgen bei Bedarf für eine Anpassung der Netztopologie durch die Änderung der offenen und geschlossenen Trennstellen. Insgesamt sind sieben neue Schaltstellen ins Netz gebracht und elf Beobachtungsmöglichkeiten geschaffen worden.

»Die intelligente Technik, die in Reken eingesetzt wird, unterscheidet sich in zwei wesentliche Modularten«, heißt es in einer RWE-Mitteilung. »Die Schaltmodule erlauben einen direkten Zugriff auf die Schalter in den jeweiligen Ortsnetzstationen.« Es besteht die Möglichkeit, die Netztopologie durch das Öffnen und Schließen der so bedienbaren Schalter der jeweiligen Belastungssituation des Netzes optimal anzupassen. Die Messmodule liefern hierzu zusätzliche Messwerte wie Strom und Spannung aus anderen Ortsnetzstationen, um die Gesamtsituation des Netzes ausreichend zu erfassen.

Schalten, Messen und Kommunizieren

Die Schalt-und Messmodule kommunizieren untereinander und finden als Gesamtsystem jeweils eine optimale Stellung der geöffneten und geschlossenen Schalter, die durch die Schaltmodule aktiv eingestellt wird.

Die eingesetzte Technik basiert auf bereits heute vorhandenen intelligenten Komponenten und wird durch eine Software erweitert, die Ingenieure der Projektbeteiligten gemeinsam entwickelt haben.

»Das Ziel des Projekts ist es, Netzausbau zu verzögern und im besten Falle zu vermeiden«, so Dr. Lars Jendernalik, einer von insgesamt zwei Projektverantwortlichen bei RWE. »Wir statten im Rahmen des Projekts nur einen kleinen Anteil der bestehenden Stationen mit innovativer Technologie aus, um zunächst einen ausreichend guten Einblick über die aktuelle Belastungssituation im Netz zu erhalten. Darauf basierend können wir mit den neu installierten Schaltmöglichkeiten auf den Netzzustand reagieren.«

Bis 2016 werden in Reken die Anlagen intensiv betreut mit dem Ziel, neues Know-how zu sammeln.

In Wildpoltsried im Allgäu ist diese Phase bereits abgeschlossen. Der Ort mit rund 2.500 Einwohnern war rund zwei Jahre lang Testlabor für das Projekt Integration regenerativer Energien und Elektromobilität (IRENE). Projektpartner waren unter anderem Siemens, das Allgäuer Überlandwerk und die RWTH Aachen. Unter anderem wurde im Ortsnetz ein regelbarer Transformator (RONT) in Betrieb genommen.

E-Mobility im Allgäu

»Die Analyse des Betriebes zeigt, dass der RONT ein brauchbares Instrument darstellt, um das zulässige Spannungsband auch bei einem hohen Anteil dezentraler Erzeugung einzuhalten«, heißt es in dem IRENE-Abschlussbericht. »Die gegenseitige Beeinflussung regelbarer Ortsnetztransformatoren wird aktuell noch untersucht. Hierzu wurde ein zweiter RONT im Netz installiert. Zudem wurden ausgewählte Photovoltaik-Wechselrichter über Personal Energy Agents (PEA) in die Spannungsregelung integriert. Erste Erfahrungen zeigen, dass PEA wichtige Aktuatoren für die Spannungsqualität bilden können.

Die eingesetzte Regelung kann flexibel auf die jeweilige Netzsituation reagieren. Dadurch wird das Netz, im Vergleich zu einer festen Einstellung der Parameter, geringer belastet. Besonders der resultierende Blindleistungsbedarf sinkt gegenüber einer Regelung mit festem cos phi oder mit einer Blindleistungseinspeisung, die über eine fest eingestellte Kennlinie die Blindleistung aus den lokal gemessenen Spannungen bestimmt.

Netzgeführte Biogasanlage

Ferner wurde ein stationärer Li-Io-Batteriespeicher mit circa 300kW Leistung und einer Kapazität von 150 kWh in das überlagerte Regelungssystem integriert. »Es zeigen sich interessante Möglichkeiten, den Batteriespeicher zur Verbesserung der Spannungsqualität zu nutzen«, so die Autoren des Abschlussberichts. Es laufen derzeit noch weitere Versuche und Analysen. Zur Analyse des Potenzials der netzgeführten Fahrweise von Biogasanlagen und BHKW nahm eine im Untersuchungsgebiet dominierende Biogasanlage an der Direktvermarktung teil. Die Nutzung von Biogasanlagen und Blockheizkraftwerken hat großes Potenzial, um Netze zu entlasten. Hierzu seien allerdings noch substanzielle Verbesserungen in der Anlagenautomation und der Verfügbarkeit von Wärme- beziehungsweise Gasspeichern nötig, heißt es in dem Bericht. Basierend auf Daten der Studie Mobilität in Deutschland wurde ein Modell entwickelt, um den Einfluss von Elektrofahrzeugen auf die Verteilnetze zu modellieren und zu bewerten. Insbesondere kann hiermit analysiert werden, an welchen Orten und zu welchen Zeiten das Netz Reserven für den Ladevorgang von E-Autos bereithalten muss.

E-Fahrzeuge im Verteilnetz

Aufgrund der empirischen Projektdaten steht fest: E-Autos können in vergleichbaren Netzen mit der im Jahre 2020 für Deutschland erwarteten Dichte ohne weiteren Netzausbau betrieben werden.

Aktive Verteilnetze mit Echtzeitmessung und -regelung können Netzausbaukosten sparen und die Aufnahmefähigkeit für Erneuerbare massiv erhöhen. Für die Regelung eines intelligenten Verteilnetzes ist eine Smart-Meter-Infrastruktur nicht notwendig. Batteriespeicher eröffnen neue Möglichkeiten zur Netzbetriebsführung, stellen aber heute keine wirtschaftliche Alternative für die ausschließliche Lösung von Spannungs- und Leistungsproblemen dar.

»Standardisierte Lösungen können in vielen Fällen eingesetzt werden, erfüllen aber derzeit nicht vollumfänglich die für intelligente Netze notwendigen Anforderungen«, so der Abschlussbericht. (hd)

Zeitplan

Smart Grid in Deutschland

Die beteiligten Gremien und Verbände haben sich auf folgenden groben Zeitplan für den Aufbau des intelligenten Netzes geeinigt:

- 2011 bis 2014: Aufbau- und Pionierphase

- 2014 bis 2018: Etablierungs- und Ausgestaltungsphase

- 2018 bis circa 2023: Realisierungs- und Marktphase

In diesem Jahr startete Schritt sieben von zehn: Lokale und globale Optimierung im Energiesystem. Mitte 2015 ist der Start des zehnten Schrittes geplant: Variabler Verbrauch mit Demand Side Management. Bereits in Arbeit sind folgende Schritte:

- Abgrenzung sowie Interaktion von Markt und Netz

- Rechtlicher und regulatorischer Rahmen für Smart Grids

- Forschung und Entwicklung, Pilot- und Demonstrationsprojekte

- Standards, Normen, Datenschutz und Datensicherheit

- Messen: Sensorik im Netz, Roll-out intelligenter Messsysteme

- Steuern und Regeln Automatisierung der Netze

- Speicher und E-Mobility, Hybridnetze

- Variable Erzeugung Supply Side Management

Erschienen in Ausgabe: 10/2014