Mit Intelligenz aus der Reserve

ERZEUGUNG Immer mehr Windparks, BHKW oder Solaranlagen speisen in unsere Stromnetze ein. Die heutige Infrastruktur ist zunehmend überfordert, gefragt sind neue Lösungsansätze. Die Technik steht bereits zur Verfügung.

08. August 2007

Die Energietechnische Gesellschaft im VDE erwartet für 2020 eine Mischung aus zentraler und dezentraler Stromversorgung. Nur in Kombination ließen sich Primärenergieträger einsparen, CO2-Emissionen weiter reduzieren und Importabhängigkeiten verringern, postuliert die Studie ›Energieversorgung 2020‹. Vorausgesetzt wird eine stärkere Nutzung erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Das Versorgungspotenzial dezentraler Systeme schätzt der Verband auf 10 bis 20 % des Stromabsatzes.

Ist das nicht untertrieben? Schon heute liefern KWK-Anlagen mehr als 12 % des deutschen Stroms. Die über das Erneuerbare-Energien-Gesetz geförderten Techniken kommen auf gut 16 %. 2020 sollen es, geht es nach der EU, sogar europaweit 18 und 22 % sein. Was davon wirklich dezentral eingespeist wird, ist freilich ungeklärt. Statistische Angaben über die Spannungsebenen, an denen die ›verteilte Erzeugung‹ hängt, sind bei den Branchenverbänden nicht verfügbar. Ein Windpark auf hoher See jedenfalls würde ebenso an das Übertragungsnetz angebunden werden wie ein zentrales Kohlekraftwerk, das mitunter ebenfalls Strom und Wärme bereitstellt. Das Dickicht lichtet sich in der Sichtweise des VDE. Zur dezentralen Versorgung zählen danach nur Anlagen, die in einem Teilnetz zu ›virtuellen Einheiten‹ zusammengefasst sind und im Normalbetrieb unabhängig von der zentralen Versorgungsstruktur laufen. Gegenwärtig liege der Anteil solcher Mini-Systeme im »kaum messbaren Bereich«, sagt Prof. Wolfgang Schröppel, Vorsitzender der Energietechnischen Gesellschaft. »Eine Photovoltaik-Anlage auf dem Dach ist noch keine dezentrale Versorgung.«

In sogenannte ›Microgrids‹ eingebundene Solar-, Wind- oder Biogasanlagen stünden der traditionellen Erzeugung in nichts nach. Jedoch erfordere das künftige Nebeneinander, auch weil sich die Lastflüsse teils umkehren, ein technisches Upgrade des Netzes. Unter anderem empfiehlt der Verband großräumige Automatisierungs- und Schutzsysteme sowie ein Echtzeit-Sicherheitsmanagement, das in kritischen Situationen für Stabilität sorgt.

Die heutige Infrastruktur sei den kommenden Anforderungen nicht gewachsen, stellt auch der ZVEI-Fachverband Energietechnik fest. An einen Ausbau der Erneuerbaren und eine Ausweitung des Stromhandels sei ohne neue Lösungsansätze nicht zu denken. »Aus der heutigen statischen Netz-Konzeption und einer Nutzung ›wie gebaut‹ werden wir eine dynamisch anpassungsfähige, lebendige Infrastruktur mit einem proaktiven Management des Betriebs entwickeln müssen«, erklärt Dr. Christian Urbanke, stellvertretender Vorsitzender des Fachverbands und Mitglied des Bereichsvorstandes Siemens Power Transmission and Distribution (PTD). Die Integration von immer mehr dezentraler Erzeugung in das Verteilnetz werde einen Paradigmenwechsel zum ›Smart Grid‹ nach sich ziehen.

Glätten v on Ineffizientem

Voraussetzung sei ein intelligentes Energiemanagementsystem, das verbrauchsseitig Lastspitzen abbaut und gleichzeitig mit einem angepassten Erzeugungsmanagement die Stromeinspeisung auf einem möglichst niedrigen, konstanten Niveau hält - trotz fluktuierender Erzeugungskapazitäten. Intelligent sei das System, weil es die Komplexität aus unterschiedlich beeinflussbaren Kraftwerken und dem optimierten Bedarf an Strom leittechnisch zu beherrschen versteht. Ziel sei es, ineffiziente Last- und Erzeugungsspitzen durch internen Ausgleich im virtuellen Bilanzkreis zu glätten, um möglichst wenig Reserveleistung vorhalten zu müssen.

Der Kraftwerkspark der Zukunft stellt die gewachsenen Netzstrukturen vor weitere Herausforderungen. Neben dezentraler ist zunehmend lastferne Erzeugung zu integrieren. Die Windenergie wird zukünftig großteils offshore ausgebaut werden. Nach Prognose des Verbands der Netzbetreiber (VDN) werden bereits 2013 knapp 22 % des Stroms aus EEG-geförderten Anlagen stammen. Zeitlich schwankende Windstromeinspeisung führt ebenso wie das wachsende Stromhandelsvolumen zu unkalkulierbaren Verschiebungen der Lastflüsse und damit im Übertragungsnetz zu besonderen Belastungen. Lösungen wären laut ZVEI verfügbar, nur würden sie in Deutschland noch nicht angewandt. Neue, auf leistungselektronischen Bauelementen basierende Technik wie die Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) und flexible Wechselstromübertragungs- Systeme (FACTS) hätten Vorteile gegenüber der konventionellen Drehstromtechnik.

Während HGÜ für einen verlustarmen Stromtransport über große Entfernungen sorgen könnte, würde FACTS die Netzspannung und den Lastfluss im Netz regeln. »Zur Integration der stark zunehmenden erneuerbaren und verteilten Energiequellen ist es notwendig, den Energiefluss zu regeln und dadurch die Netzstabilität aufrechtzuerhalten«, so Urbanke. Die Wahrscheinlichkeit von Blackouts lasse sich durch Steuerung und Regelung verringern. Kommt es dennoch zum Stromausfall, könne moderne Energieautomatisierung das Ausmaß des Schadens begrenzen.

Klassische HGÜ-Anwendungen in der Fernübertragung werden bisher vor allem in Flächenländern wie Indien, China oder Südamerika eingesetzt, um Stromproduktion und Ballungszentren zu verbinden. Bei Freileitungen sei dies ab 800 MW Übertragungsleistung und mehr als 800 km Entfernung wirtschaftlicher als herkömmliche Drehstromtechnik, so der Leiter des Geschäftszweiges Hochspannungsübertragungsanlagen bei Siemens PTD, Wilfried Breuer. HGÜ wäre aber auch für Industriestaaten interessant, da bei gleicher Leistung weniger Platz benötigt wird. Durch Umwandlung bestehender Drehstromtrassen ließe sich die Netzdurchgangskapazität steigern, ohne zusätzlich Fläche zu verbrauchen.

Laut Urbanke werden HGÜ-Anwendungen zu einer stärkeren Nutzung der Wasserkraft führen. Siemens hat dies mit einer Seekabelverbindung zwischen Australien und Tasmanien vorexerziert: Während tasmanische Wasser- und Windkraftwerke in Spitzenlastzeiten Strom nach Melbourne liefern, tragen Kohlekraftwerke auf dem Festland mit günstiger Grundlast zum Versorgungsmix auf der Insel bei.

Neue Anwendungen für die HGÜ-Technik sieht Breuer im Netzanschluss von Offshore-Windparks. Eine »Platz sparende

und dennoch leistungsstarke « Technik habe man dafür soeben auf den Markt gebracht. Im Gegensatz zur netzgeführten HGÜ arbeitet das HVDC-Plus-System mit einer neuen Stromrichtergeneration in selbstgeführter Voltage-Sourced-Converter-Tecnik (VSC). ›HGÜ-Plus‹ baut auf Standardkomponenten auf, ist damit flexibler und schneller lieferbar als die klassische Variante. Im Gegenzug seien die Stromrichterverluste etwas höher, so Breuer. Durchsetzen werde sich die neue Lösung vor allem im Leistungsbereich bis 500 oder 600 MW.

Hans Forster

www.ptd.siemens.com

HGÜ PLUSNeue Anwendungen

Das HGÜ-System HVDC Plus von Siemens PTD eignet sich für Gleichstromverbindungen bis 1.000 MW, also dort wo heute noch klassische netzgeführte Stromrichter Einsatz finden. Im Gegensatz dazu arbeitet die neue Lösung mit abschaltbaren Leistungshalbleitern. Dadurch laufen die Kommutierungsvorgänge im Stromrichter unabhängig von der Netzspannung ab. So erschließen sich neue Anwendungen, die mit Drehstrom nicht möglich sind, wie Energietransporte von Offshore-Windparks an die Küste.

Erschienen in Ausgabe: 08/2007