Die zentralisierte Energierzeugung wird immer mehr von dezentral erzeugter Energie aus erneuerbaren Quellen abgelöst. 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 nötig sind, um diese Netze weiterhin wirtschaftlich führen zu können.
Überwachungs- und Regelsysteme
Die ursprünglichen Mittel- und Niederspannungsverteilnetze sind nicht dafür ausgelegt, Herausforderungen wie Spannungsbandverletzungen und Betriebsmittelüberlastungen zu kompensieren, die durch die volatile dezentrale Einspeisung erneuerbarer Energien entstehen können. Um diese Probleme zu überwinden, müssen selbstunterstützende Überwachungs- und Regelsysteme für das Niederspannungsnetz zum Einsatz kommen. Sie kontrollieren die Einspeise- und Lastfluss-Situation innerhalb des Netzes und können bei Gefahrensituationen dezentralisierte Erzeugungseinheiten und Verbraucherlasten steuern.
Der Hauptbestandteil des Systems ist eine Kontrolleinheit, die in der Ortsnetzstation eines Niederspannungsnetzes installiert wird. Diese Einheit kommuniziert mit den Kontrollsensoren und Aktoren, die im Verteilnetz an spezifischen Punkten verteilt sind. Effektiv müssen dabei nur 10 bis 15 Prozent der Netzknoten und Stromeinspeiser ausgerüstet werden. Der für das System neu entwickelte Leistungsfluss-Algorithmus berechnet und erfasst den Netzzustand, Änderungen der Netztypologie und ermöglicht „intelligente“, sichere, autarke Netzregelung in Echtzeit.
Weitbereichsregelung 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/minimaler Verbrauch beziehungsweise maximaler Verbrauch/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.
Jede dieser Ortsnetzstationen überträgt ihre aufbereiteten Messwerte (Stromspannung U, Stromstärke I und so weiter) aus der Mittelspannung zyklisch über eine gesicherte GPRS-Verbindung an die Netzleitstelle oder direkt an das zuständige Umspannwerk. Dort werden die Spannungswerte auf Plausibilität geprüft.
In einem weiteren Schritt erfolgt auf Basis der aktuellen Schalttopologie eine Zuordnung der Ortsnetzstation zum Traforegler Hoch-/Mittelspannung. Anhand der Messwerte lässt sich ein optimaler Spannungssollwert für den jeweiligen Betriebszustand (Verbrauch/Rückspeisung) berechnen. Dieser Sollwert wird an den ausgewählten Spannungsregler in der Umspannanlage gesendet. Er vergleicht den an ihn gesendeten Spannungssollwert mit dem Spannungs-Ist-Wert und übermittelt einen Stufungsbefehl an den Transformator. Dieser führt den Stufungsbefehl als Bestandteil der Umspannanlage aus. Anschließend liegt die Ist-Spannung des Mittelspannungsnetzes wieder im zulässigen Bereich.
Niederspannung autark überwachen und regeln
Wie bei der Weitbereichsregelung wird bei einer autarken Automatisierungslösung für das Niederspannungsnetz vor dem Ausbringen der Messtechnik die voraussichtliche Spannung je Phase und die Belastung der Niederspannungskabel ermittelt. Dies erfolgt anhand der Kriterien maximale/minimale Einspeisung/Verbrauch phasenselektiv an ausgewählten Punkten im Netz über ein Lastflussprogramm. Eine besondere Rolle kommt dem Geoinformationssystem des Netzbetreibers zu: Hier sollten neben den klassischen Netzdaten der Stationen auch die Netzeinspeisungen sowie die angenommene Lastabnahme am Hausanschluss nachgehalten werden. Aufbauend auf diesem digitalen Abbild der Netztopologie lassen sich notwendige Standorte (Ortsnetzstation, Kabelverteiler, Erzeugungsanlagen, Sondervertragskunden) für Messpunkte im Niederspannungsnetz ermitteln und die nötigen Daten für das Automatisierungssystem generieren. Je nach Netzstruktur werden nun drei bis zehn Punkte im Niederspannungsnetz (Kabelverteiler, Einspeiser, Speicher) für den Aufbau von Sensoren oder Aktoren festgelegt. Jede dieser Einrichtungen überträgt ihre aufbereiteten Messwerte (U, I, etc.) in Echtzeit zyklisch über Powerline an die übergeordnete Ortsnetzstation.
Die Ortsnetzstation 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 Spannungsbandes erkannt. In Abhängigkeit der verfügbaren Aktoren (zum Beispiel Erzeugungseinheiten, Speicher und regelbare Ortsnetztrafos) lassen sich Schaltungen oder Einsenkmaßnahmen im Netz durchführen, um Netzengpässe oder Über-/Unterschreitungen des Spannungsbandes zu verhindern. 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 zur Leitstelle übertragen.
Fit für die Zukunft mit Netzautomatisierung
Die dezentrale Netzautomatisierung bietet Verteilnetzbetreibern künftig 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 50160 und DIN IEC 60038 (VDE 0175) ebenso im Fokus wie die Einhaltung der Belastbarkeitsgrenzen der Betriebsmittel und dies möglichst autark ohne Eingriffe der Netzleitstelle. Die modulare Erweiterbarkeit gewährleistet flexible und kostensparende Einsatzmöglichkeiten. Bereits heute steht die Technik zur Erfassung und Archivierung von Messwerten (siehe Weitbereichsregelung) in Ortsnetzstationen zur Verfügung. Die Überwachung und Regelung des Ortsnetzes ist dann eine wesentliche Erweiterung der bestehenden Lösung. Gegenüber der Alternative – also ein umfangreicher, konventioneller Netzausbau – ist eine dezentral gesteuerte Netzautomatisierung wirtschaftlicher und lastet die bestehenden Betriebsmittel besser aus, da die möglichen kritischen Netzsituationen nur wenige Stunden im Jahr vorherrschen.
Einen Überblick über Anforderungen an die Systemtechnik finden Sie in der Online-Version des Artikels.
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