• EnBW: "Nicht vergleichbar mit 2010"
  • Studie: KKW Cattenom für Versorgungssicherheit nicht wichtig
  • Regionaler Grünstrom trifft auf großes Verbraucherinteresse
  • EnBW plant "größten Ladepark Europas"
  • Grüner Wasserstoff braucht viel günstigen Ökostrom
  • EWE und Uniper planen Wasserstoff-Hub
  • Sachsen Energie kauft sächsischen Windpionier
  • Re-Start für die Energiewende nach dem 26. September
  • Siemens und Messer mit Wasserstoff-Kooperation
  • Energiewende-Management von Bundesrechnungshof kritisiert
Enerige & Management > Stromnetz - Verteilnetze werden schlau
Bild: Fotolia.com, Stefan Redel
STROMNETZ:
Verteilnetze werden schlau
Mehr Überwachung und Steuerung von Ortsnetzstationen sind nötig, damit die zunehmende lokale erneuerbare Stromerzeugung in Verteilnetze integriert werden kann. VON HANS-ULRICH TSCHÄTSCH
 
Die Betreiber der bisher stabilen Niederspannungs- und der daran anschließenden Mittelspannungsnetze stellt die Energiewende vor neue Herausforderungen: Besonders die unteren Spannungsebenen müssen sukzessive an die Einspeisungen von unregelmäßig auftretenden Energieflüssen angepasst werden. Dabei geht es auch darum, Zwangsabschaltungen der Einspeiser zu vermeiden, um negative Auswirkungen sowie die damit verbundenen Ausfallkosten zu minimieren.
 
Die Netzbetreiber sind deshalb bemüht, wechselnde Energieflussrichtung, Lastschwankungen und Spannungsbandeinhaltung mit intelligenten Lösungen in den Griff zu bekommen. So können kostspielige Netzerweiterungen vermieden oder zumindest weit in die Zukunft verlagert werden. Erste Erfolge zur kurzfristigen Netzstabilisierung sind durch den Einbau von regelbaren Transformatoren in eine steigende Zahl der rund 600 000 Niederspannungs-Ortsnetzstationen erreicht worden. Weitere Schritte zur Modernisierung der Verteilnetze müssen aber folgen. Benötigt werden dazu Automatisierungssysteme, die eine Überwachung der Netzzustände ermöglichen und eine Steuerung von Spannung und Lastfluss erlauben.
 
Intelligenz statt Kupfer
 
Die vollständige Überwachung der Netzzustände, in den Übertragungsnetzen der Höchstspannungs- und Hochspannungsebene schon seit langem Stand der Technik, soll nun in den daran anschließenden Netzen zum Standard werden. Intelligenz statt Kupfer ist deshalb die Devise des Verteilnetzbetreibers Netze BW, die nun im baden-württembergischen Niederstetten in einem Projekt zur wirtschaftlichen Ertüchtigung des örtlichen Niederspannungsnetzes gemeinsam mit den Automatisierungsexperten von Siemens Smart Grids umgesetzt wird.
 
In der Region speisen bereits heute zahlreiche erneuerbare Energiequellen mit steigender Tendenz ins Netz. Das führt dazu, dass die Spannung in den Netzausläufern weiter ansteigt und das dortige Netz an seine Belastungsgrenze bringt. Anstatt darauf mit einem regulären Ausbau des Verteilnetzes zu reagieren, soll Ende dieses Jahres eine dezentrale Netzintelligenz das Verteilnetz in Niederstetten zukunftssicher machen und dabei die bestehende Netzinfrastruktur optimal ausnutzen. Ziel ist, die Versorgungssicherheit auf dem bisherigen hohen Niveau zu halten.
 
 
Netzexperten im baden-württembergischen Niederstetten haben damit begonnen, das dortige Niederspannungsnetz so umzurüsten, dass es den Herausforderungen der Energiewende ohne zusätzlichen Netzausbau gerecht wird
Bild: Netze BW

„Die Energiewende werden wir ohne intelligente Stromversorgungsnetze nicht meistern können. Die Technik dafür steht längst bereit. In Niederstetten wollen wir nun zeigen, wie sich mit bewährten Produkten aus unserem Smart-Grid-Baukasten bestehende Verteilnetze fit für die Zukunft machen lassen“, sagt Jan Mrosik, CEO der Siemens-Division Smart Grid. Martin Konermann, Geschäftsführer Technik bei der Netze BW GmbH ergänzt in diesem Zusammenhang: „Mit unserer dezentralen Netzintelligenz treiben wir den Aufbau einer cleveren und vorausschauenden Netzinfrastruktur in Deutschland voran. Denn wir wollen die Energiewende nicht nur aktiv mitgestalten. Wir machen ihre Umsetzung in den Kommunen und Gemeinden vor Ort überhaupt erst möglich.“
 
Das Herzstück des Modernisierungsprojektes ist ein dezentraler Netzgebiets-Controller im lokalen Umspannwerk Niederstetten. Dieser stellt die Spannungsregelung, das Störungsmanagement und die Kommunikationsanbindung sicher. Als Bindeglied zwischen der zentralen Netzleittechnik und den intelligenten Feldgeräten ermöglicht der Controller zudem im Störungsfall die Selbstheilung betroffener Netzabschnitte. Beim Projekt „Dezentrale Netzintelligenz“ stehen die Netzüberwachung und das Störungsmanagement mit intelligenter Messtechnik und einer Weitbereichsregelung für die aktive Spannungshaltung im Vordergrund. Dazu werden neun der insgesamt 84 Ortsnetzstationen an den wichtigsten Knotenpunkten mit Automatisierungstechnik und fünf Stationen mit Spannungsmesstechnik in den Netzausläufern ausgestattet. Dabei können die Messdaten fernübertragen werden. Im Zuge des Projektes wird über das Störungsmanagement eine Netzstudie mit einer detaillierten Zuverlässigkeitsberechnung für das Netz Niederstetten erstellt. Zusätzlich werden zur Weitbereichsspannungsregelung zwei Mittelspannungslängsregler installiert.
 
Wegweisende Innovation
 
Die Mainova AG setzt ebenfalls für ihr Niederspannungsverteilnetz auf eine intelligente Netzsteuerung. Dazu wurde die intelligente Ortsnetzstation iNES gemeinsam mit den Kooperationspartnern der Bergischen Universität Wuppertal, der SAG GmbH, der Bilfinger Mauell GmbH sowie der Energieversorgung Leverkusen entwickelt. Es ist im wesentlichen ein Überwachungs- und Regelsystem für das Verteilnetzmanagement, das eine kosteneffiziente Integration von dezentralen Stromerzeugungsanlagen in das Verteilnetz ermöglicht. Diese Technologie wird seit geraumer Zeit in zwei Testgebieten in Frankfurt am Main zur Steuerung von Lastflüssen im Netz erprobt, um Überlastungen zu vermeiden. So wird sukzessive ein konventionelles Niederspannungsnetz zu einem Smart Grid umgerüstet. Das Projekt verläuft so erfolgreich, dass es auf der zurückliegenden Hannover-Messe mit dem Internationalen Hermes Award ausgezeichnet wurde.
 
Das Besondere an iNES ist, dass die Einspeise- und Lastflusssituationen in Echtzeit überwacht werden. Bei Bedarf werden kritische Abweichungen durch Regelung im Netz gezielt ausgeglichen. So können in drei Ausbauschritten vom Stationsmonitoring über das Netzmonitoring bis hin zur Netzautomatisierung mit iNES vorhandene Netzkapazitäten optimal ausgenutzt und der konventionelle Netzausbau reduziert werden, ohne die Netzstabilität zu gefährden. Maximal 10 bis 15 % der Netzknoten müssen mit iNES-Hardware ausgerüstet werden, um den Netzzustand und potenzielle Änderungen der Netztopologie automatisch registrieren zu können. Mit iNES werden elektrische Zustände in einem Ortsnetz ganzheitlich transparent abgebildet, Fehlentwicklungen identifiziert und dezentral autark entgegengewirkt. Aber auch hier hat die weitere Zukunft bereits begonnen: Gemeinsam mit den Kooperationspartnern arbeitet die Mainova bereits an iNES 2.0, weil auch das Mittelspannungsnetz intelligent und transparent werden soll. E&M

 
Möchten Sie diese und weitere Nachrichten lesen?
 
 
Testen Sie E&M powernews
kostenlos und unverbindlich
  • Zwei Wochen kostenfreier Zugang
  • Zugang auf stündlich aktualisierte Nachrichten mit Prognose- und Marktdaten
  • + einmal täglich E&M daily
  • + zwei Ausgaben der Zeitung E&M
  • ohne automatische Verlängerung
 
Jetzt kostenlos testen
 
Login für Kunden
 

Kaufen Sie den Artikel
  • erhalten Sie sofort diesen redaktionellen Beitrag für nur € 8.93
 
JETZT ARTIKEL KAUFEN
Mehr zum Thema

 
Haben Sie Interesse an Content oder Mehrfachzugängen für Ihr Unternehmen?
 
Sprechen Sie uns an, wenn Sie Fragen zur Nutzung von E&M-Inhalten oder den verschiedenen Abonnement-Paketen haben.
Das E&M-Vertriebsteam freut sich unter Tel. 08152 / 93 11-77 oder unter  vertrieb@energie-und-management.de über Ihre Anfrage.
 
WEITERE INFORMATIONEN
© 2021 Energie & Management GmbH
Mittwoch, 13.08.2014, 10:52 Uhr