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Intelligente Lösungen für Verteilnetze

Bild 1. An ausgewählten Ortsnetzstationen wird die voraussichtlich zu erwartende Spannung gemessen

Bild 2. Die Smart RTU ME 4012 PA-N der Helmut Mauell GmbH spielt eine wichtige Rolle bei der Überwachung und Steuerung

Bild 3. Die Messsysteme können über verschiedene Kommunikationskanäle mit den Fernwirksystemen ME 4012 PA verbunden werden

Auf die Verteilnetzbetreiber in Deutschland kommen durch die ständig wachsende Anzahl dezentraler Einspeiser und die künftig zunehmende Anzahl von Verbrauchern mit hohem Leistungsbedarf, wie Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge, neue Herausforderungen zu. In einigen Gebieten sind diese Auswirkungen heute schon zu beobachten. Zum einen kann es zu erheblichen Verletzungen des zulässigen Spannungsbands kommen, zum anderen können Leistungsflüsse in den Mittel- und Niederspannungsnetzen auftreten. Diese überschreiten die Belastbarkeit der Betriebsmittel, ohne dass die Schutzsysteme diese lokalen Überlastsituationen überhaupt registrieren können. Abhilfe verspricht ein großflächiger Netzausbau. Eine Alternative wäre das gezielte Einbringen von Steuerungsintelligenz in der Mittel- und Niederspannung.

Bis heute überwachen die Energieversorger nur die Verteilnetzanlagen in der 110-kV-Ebene. Durch die Veränderung der Energieeinspeisung kommt es jedoch in der Nieder- und Mittelspannung immer häufiger zu einer Umkehr des Energieflusses. Um den sicheren Betrieb des Energienetzes weiterhin gewährleisten zu können, benötigen die Netzbetreiber zusätzliche Informationen aus den unterlagerten Stromversorgungsnetzen. Das hat zur Folge, dass zusätzliche Mess-, Schutz- und Steuereinrichtungen mit dezentraler Intelligenz notwendig sind, um diese Netze weiterhin wirtschaftlich führen zu können.

Anforderungen an die Systemtechnik
Um diesen neuen Markt und die erkennbaren Anforderungen der Energiewirtschaft bedienen zu können, ergeben sich folgende neue Rahmenbedingungen für die Industrie und die benötigten Systeme:
• Geringe Abmessungen und an die Umgebung angepasste Umwelteigenschaften für die Mess- und Steuerungstechnik, die in der Mittel- und der Niederspannung, also den Ortsnetzstationen, den Kabelverteilerschränken und den Erzeugungsanlagen, eingebaut wird.
• Ankopplung unterschiedlichster Datenübertragungseinrichtungen auf Basis von Funk-, Draht-, Powerline-Kommunikation oder Glasfaserlösungen über die Standard-Protokolle der Normen IEC 60 870-5-104 oder DIN EN 61 850-3.
• Variable Anpassung an jede Art der lokalen Datenerfassung über eigene direkte Ein-/Ausgabe-Peripherie ohne Einsatz von zusätzlichen Umformern zwischen dem Erfassungsgerät und dem Prozess.
• Lokale, fernabfragbare und ausfallsichere Datenspeicherung von Ereignissen und Werten zur späteren Auswertung durch die Fachabteilungen des Energieversorgers.
• IT-Sicherheit entsprechend BDEW-Whitepaper „Anforderungen an sichere Steuerungs- und Telekommunikationssysteme“ für die Zugangsberechtigung (Firewall) zur Systemtechnik und Verschlüsselung der Datenübertragung vom Fernwirkgerät zur Leitstelle.
• Einbau und Service der Systemtechnik ohne Spezialkenntnisse durch den Netzbetrieb oder beauftragte Unternehmen.
• Einfache intuitive Projektierung der Systeme ohne externe Zusatzwerkzeuge.

Weitbereichsregelung als Lösungsansatz für die Mittelspannung
Beim Einsatz einer Weitbereichsregelung für das Mittelspannungsnetz wird die voraussichtlich zu erwartende Spannung vor dem Ausbringen der Messtechnik anhand der beiden Kriterien maximale Einspeisung und minimaler Verbrauch beziehungsweise maximaler Verbrauch und minimale Einspeisung an ausgewählten Punkten im Netz über ein Lastflussprogramm ermittelt. Je nach Netzkonstellation werden dann drei bis sechs Ortsnetzstationen festgelegt, an denen eine Messtechnik aufgebaut wird (Bild 1 und 2). Jede dieser Ortsnetzstationen überträgt ihre aufbereiteten Messwerte (U; I; P; …) aus der Mittelspannung zyklisch über eine gesicherte GPRS-Verbindung an die Netzleitstelle oder direkt an das zuständige jeweilige Umspannwerk. Dort werden dann die Spannungswerte auf Plausibilität geprüft. In einem weiteren Schritt wird auf Basis der aktuellen Schalttopologie eine Zuordnung der Ortsnetzstation zum Traforegler Hoch-/Mittelspannung vorgenommen.
Nun lässt sich anhand der Messwerte ein optimaler Spannungssollwert für den jeweiligen Betriebszustand (Verbrauch beziehungsweise Rückspeisung) berechnen. Der Sollwert wird letztendlich an den ausgewählten Spannungsregler in der Umspannanlage gesendet. Dieser vergleicht den an ihn gesendeten Spannungssollwert mit dem Spannungsistwert und übermittelt einen Stufungsbefehl an den Transformator. Der führt diesen Stufungsbefehl als Bestandteil der Umspannanlage aus. Anschließend liegt die Ist-Spannung des Mittelspannungsnetzes wieder im zulässigen Bereich.
Das Ergebnis ist eine Verbesserung der Spannungsschwankungen zwischen der herkömmlichen Spannungsregelung auf einen festen Sollwert und der Spannungsregelung auf einen optimierten Sollwert. Es zeigt sich, dass in den Stromkreisen mit den höchsten Spannungsschwankungen auch die größten Verbesserungen in der Netzspannung erzielt werden konnten. Um die Häufigkeit der Stufung des Transformators nicht über Gebühr ansteigen zu lassen, sind Maßnahmen zur Dämpfung (Regelträgheit) vorzusehen. Die Häufigkeit sollte hierbei einen durchschnittlichen Tageswert von 19 Stufungen/Tag nicht überschreiten. Die aufgenommenen Messwerte in Kundenprojekten und deren Analyse zeigen, dass die Weitbereichsregelung grundsätzlich geeignet ist, um den Netzausbau zu vermeiden oder zu verzögern.

Autarke Überwachung und Regelung der Niederspannung
Beim Einsatz einer autarken Automatisierungslösung für das Niederspannungsnetz wird, wie bei der Weitbereichsregelung, die voraussichtlich zu erwartende Spannung je Phase und die Belastung der Niederspannungskabel vor dem Ausbringen der Messtechnik anhand der beiden Kriterien maximale Einspeisung und minimaler Verbrauch beziehungsweise maximaler Verbrauch und minimale Einspeisung phasenselektiv an ausgewählten Punkten im Netz über ein Lastflussprogramm ermittelt.
Dem GIS-System des Netzbetreibers kommt dabei eine besondere Rolle zu. Hier sollten neben den klassischen Netzdaten der Stationen, der Leitungen (Niederspannung), der Transformatoren und der Hausanschlüsse auch die Netzeinspeisungen sowie die angenommene Lastabnahme am Hausanschluss nachgehalten werden. Aufbauend auf diesem digitalen Abbild der Netztopologie lassen sich die notwendigen Standorte (Ortsnetzstation, Kabelverteiler, Erzeugungsanlagen, Sondervertragskunden) für die Messpunkte im Niederspannungsnetz ermitteln und die notwendigen Daten für das Automatisierungssystem generieren.
Je nach Netzstruktur werden nun drei bis zehn Punkte im Niederspannungsnetz (Kabelverteiler, Einspeiser, Speicher) festgelegt, an denen Sensoren oder Aktoren aufgebaut werden. Jede dieser Einrichtungen überträgt ihre aufbereiteten Messwerte (U; I; P; …) in Echtzeit zyklisch über Powerline an die übergeordnete Ortsnetzstation. Diese berechnet in festen Zyklen den Lastfluss phasenselektiv aus den gemessenen Messwerten sowie den abgeleiteten Ersatzwerten. Auf Basis der Rechnung werden phasenselektiv Netzengpässe und die Verletzung des Spannungsbands erkannt. In Abhängigkeit von den zur Verfügung stehenden Aktoren, wie Erzeugungseinheiten, Speicher und regelbare Ortsnetztrafos, lassen sich Schaltungen beziehungsweise Einsenkmaßnahmen im Netz durchführen, um Netzengpässe beziehungsweise Über- oder Unterschreitungen des Spannungsbands zu verhindern. Alle Maßnahmen zur Netzstützung erfolgen diskriminierungsfrei. Der Netzführung wird der Zustand im Ortsnetz über ausgewählte Ampelfunktionen und Messwerte angezeigt. Darüber hinaus werden alle Messwerte und die Ergebnisse, die im Rahmen des Netzengpasses getroffen wurden, vor Ort in Archiven dokumentiert und am Ende eines Tages zur Leitstelle übertragen.

Fazit und Ausblick zum Forschungsprojekt
Die dezentrale Netzautomatisierung bietet dem Verteilnetzbetreiber in Zukunft eine sichere Betriebsführung und den damit verbundenen Schutz der Betriebsmittel in der Niederspannungsebene. Neben der Verhinderung des Netzausfalls durch Überlasten stehen dabei die Einhaltung der Spannungsgrenzwerte gemäß DIN EN 50 160 und DIN IEC 60 038 (VDE 0175) ebenso im Fokus wie die Einhaltung der Belastbarkeitsgrenzen der Betriebsmittel – und dies möglichst autark ohne Eingriffe der Netzleitstelle (Bild 3).
Die modulare Erweiterbarkeit gewährleistet dabei flexible und kostensparende Einsatzmöglichkeiten. Bereits heute steht die Technik zum Erfassen und Archivieren von Messwerten (siehe Weitbereichsregelung) in der Ortsnetzstation zur Verfügung. Die Überwachung und Regelung des Ortsnetzes stellt dann eine wesentliche Erweiterung der bestehenden Lösung dar. Ein regelbarer Ortsnetztransformator kann wie die Einspeisung von Blindleistung durch die Wechselrichter an Erzeugungsanlagen in das vorhandene Steuerungssystem eingebunden werden. Auch die Anbindung an die Leittechnik ist grundsätzlich möglich. Aufgrund der hohen Datenmengen ist sie aber nur in Einzelfällen sinnvoll.
Gegenüber der Alternative – umfangreicher, konventioneller Netzausbau – ist eine dezentral gesteuerte Netzautomatisierung wirtschaftlicher und lastet die bestehenden Betriebsmittel weitaus besser aus, da die möglichen kritischen Netzsituationen nur wenige Stunden im Jahr vorherrschen. Der Verteilnetzbetreiber vergrößert somit mit dieser Lösung seinen wirtschaftlichen Handlungsspielraum.

Zusammenfassung
Die Verteilungsnetze in Deutschland stehen vor massiven Herausforderungen, wenn die zunehmende Dezentralisierung der Energieversorgung gewährleistet werden soll. Diesen Herausforderungen kann man durch einen großflächigen Netzausbau oder durch gezieltes Einbringen von Steuerungsintelligenz in der Mittel- und Niederspannung begegnen.
Die hier vorgestellte Lösung der Weitbereichsregelung für die Mittelspannung kann den notwendigen Netzausbau wie beschrieben reduzieren. Hier liegen schon die ersten durchweg positiven Erfahrungen aus dem Betrieb vor. Beim zweiten Lösungsansatz für die Niederspannung starten zurzeit erste Feldtests in verschiedenen Testnetzen in Stadt-, Land- und Mischgebieten. Die Datenbasis der betroffenen Gebiete wurde ausgewertet, die Messpunkte sind bekannt, mit der Umsetzung der Gerätetechnik ins Feld wurde begonnen. Hier sollten im Laufe dieses Jahres die ersten Ergebnisse vorliegen. Die Systemlösung „iNES“ bietet die notwendige Flexibilisierung zur Erhöhung der Aufnahmekapazität der Netze auf Basis von Systemdienstleistungen durch Analyse der Online-Leistungsflüsse sowie einer darauf aufbauenden Regelung und Steuerung von Lastverschiebung und Lastreduzierung. Damit wird ein zukunfts- und systemorientiertes Einspeisen und Speichern ermöglicht.


Forschungsprojekt „iNES“
Derzeit befindet sich die autarke Überwachung und Regelung des Niederspannungsnetzes unter dem Projektnamen „iNES“ in der Erprobung unter Laborbedingungen. An dem Forschungsprojekt beteiligen sich die SAG GmbH, die Bergische Universität Wuppertal, die Mainova AG und die Helmut Mauell GmbH. Ab März 2012 soll der „autarke Niederspannungsagent“ in verschiedenen Referenznetzen in Stadt, Land und Mischgebiet unter realen Bedingungen zum Einsatz kommen. Noch im Lauf dieses Jahres werden auch die ersten belastbaren Ergebnisse erwartet.

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Autor: Wolfgang Friedrich ist Produktmanager Netzleittechnik bei der Helmut Mauell GmbH in Velbert.