Die Energiewende findet insbesondere in den Verteilnetzen statt – hier wachsen die Anforderungen an die Überwachung, die Steuerung und Kommunikationsfähigkeit, nicht zuletzt weil inzwischen rund 1,5 Millionen Erzeuger Strom in die Verteilnetze einspeisen. Aus der Einbahnstraße, die Strom von Großkraftwerken zu den Verbrauchern brachte, wurde eine vielbefahrene Straße mit Gegenverkehr. Dezentrale und zudem volatile Energiequellen vor allem auf Basis von Wind und Sonne nutzen also zum Abtransport ihrer Energie das gleiche Netz, das dem Verbraucher zu jeder Tages- und Nachtzeit genau die Menge an Elektrizität liefert, die er braucht. Entsprechend sind die Aufgaben der Netzbetreiber gestiegen, die das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch ausbalancieren müssen. Baden-Württemberg hat zum Beispiel Netzgebiete, die bis zu fünf Mal mehr regenerative Erzeugungsleistung aufweisen, als sie selbst benötigen.
Auch das Versorgungsgebiet des Umspannwerks Niederstetten in Baden-Württemberg muss mit steigender Tendenz Energiequellen wie Wind und Photovoltaik einbinden. Das Netz gehört dem Verteilnetzbetreiber Netze BW. Es hat zwei Stromkreise mit mehr als 80 Ortsnetzstationen und eine Leitungslänge von knapp 87 Kilometer. Aufgrund des weiter wachsenden Anteils der volatilen Energiequellen stößt das Netz zeitweise an seine Belastungsgrenze. Dabei müssen sowohl die Stromversorgung als auch das Einhalten der Spannungsqualität sichergestellt werden. Anstatt auf die Herausforderungen mit einem kostenintensiven Ausbau des Verteilnetzes zu reagieren, setzt Netze BW auf intelligente Systeme und nutzt die Rahmenbedingungen für die Umsetzung des Projektes „dezentrale Netzintelligenz“, das Netze BW zusammen mit Siemens im Mai 2014 gestartet hat. Im Oktober 2015 wurde die neue Automatisierungslösung für das Mittelspannungsnetz in Niederstetten in Betrieb genommen.
Energiewende aktiv mitgestalten
Beide Partner sehen Niederstetten als Beispiel einer Netzautomatisierungslösung, an der sich viele weitere Vorhaben dieser Art orientieren können, ganz nach dem Motto: So viel dezentrale Intelligenz wie möglich, so wenig zusätzliche Mittelspannungskabel wie nötig. „Mit unserer dezentralen Netzintelligenz treiben wir den Aufbau einer cleveren und vorausschauenden Netzinfrastruktur in Deutschland voran. Denn wir wollen die Energiewende aktiv mitgestalten. Wir machen ihre Umsetzung in den Kommunen und Gemeinen vor Ort überhaupt erst möglich“, hebt Martin Konermann, Geschäftsführer Technik bei Netze BW, hervor. Die Alternative zum Netzausbau bedeutet, mit einer dezentralen Netzintelligenz das Verteilnetz in Niederstetten zukunftssicher zu machen und die bestehende Netzinfrastruktur bestmöglich auszunutzen. „Köpfchen statt Kupfer“ lautet die Devise.
Herzstück des Umbaus ist ein Regionalcontroller. Dieser Mikrorechner ist im Umspannwerk Niederstetten installiert, er überwacht und steuert das untergelagerte Mittelspannungsnetz. Basis hierfür ist die Automatisierungstechnik, mit der neun der 84 Ortsnetzstationen an den wichtigsten Knotenpunkten ausgestattet sind. Zudem verfügen fünf Stationen in den Netzausläufern über Spannungsmesstechnik. Die Messwerte aus diesen 14 Ortsnetzstationen setzen den Regionalcontroller in die Lage, Fehler im Netz frühzeitig zu erkennen und mit geeigneten Schaltmaßnahmen zu beheben. Versorgungsunterbrechungen können so verhindert oder zumindest eingegrenzt werden. Gleichzeitig steuert der Controller die Spannung im Verteilnetz besser, sodass weitere dezentrale Erzeugungsanlagen wie Wind und Photovoltaik integriert werden können. Auf diese Weise reduziert das System den physischen Netzausbaubedarf.
Lösung aus dem Smart-Grid-Baukasten
Zum Einsatz kommt erprobte, aber neu konfigurierte Sicam-Automatisierungstechnik von Siemens. Die implementierte Lösung zeigt, wie sich bestehende Verteilnetze mit bewährten Produkten aus einem Smart-Grid-Baukasten fit für die Zukunft machen lassen. Im Rahmen des Projektes wurden durch die aktive Netzüberwachung mit intelligenter Messtechnik weitreichende Applikationen im Netzgebiet eingebracht. Dazu gehören ein automatisiertes Störungsmanagement, die Implementierung dezentraler Intelligenz mit Selbstheilfunktionen (Self-healing-Grid) für drei Stromkreise und einer Leitungslänge von knapp 87 Kilometern, die automatisierte Weitbereichsregelung für die aktive Spannungshaltung sowie die Implementierung von intelligenter Spannungsoptimierung durch die verteilte Messung im Netzgebiet inklusive der Aussteuerung von zwei Mittelspannungsstrangreglern. Der Regionalcontroller stellt die Spannungsregelung, das Störungsmanagement und die Kommunikationsanbindung sicher. Als Bindeglied zwischen dem zentralen Scada-System und den intelligenten Feldgeräten ermöglicht der Controller zudem im Störungsfall die Selbstheilung betroffener Netzabschnitte.
In Niederstetten gibt es eine Reihe von Industriebetrieben, die besonders an Wochentagen einen hohen Stromverbrauch haben. Der dort eingesetzte Controller steuert auch zwei Mittelspannungsstrangregler. Über diese wird die Spannung in den Netzsträngen derart eingestellt, dass sowohl die Anforderungen der Industrieverbraucher erfüllt werden als auch die Einspeisung von dezentralen Erzeugern uneingeschränkt möglich ist. Der Einsatz von Längsreglern ist eine sehr sinnvolle Maßnahme. Sie bietet im Verhältnis zum Netzausbau im Mittelspannungsnetz zudem eine kosteneffiziente Lösung, um die Spannungsgrenzen im Netzbetrieb einzuhalten. Stufengeregelte Spannungsregler gleichen unterschiedliche Lastverhältnisse aus und halten die Ausgangsspannung konstant. Im Prinzip ist ein Spannungsregler ein Spartransformator.
Spannungsniveau regeln
Die Strangregler stellen eine verbesserte Ausgangsspannung für das Netzgebiet sicher – auch bei schwankender Eingangsspannung. Je nach Lastsituation regulieren die Längsregler das Spannungsniveau. Dadurch wird die Spannung in den Netzsträngen zu jedem Zeitpunkt so eingestellt, dass einerseits die Anforderungen der Industrieverbraucher erfüllt sind, andererseits auch die Einspeisung von dezentralen Erzeugern uneingeschränkt ermöglicht wird. Zudem ist die Einhaltung des Spannungsbandes gemäß der Norm EN 50160 gewährleistet. Die Mittelspannungsstrangregler sind so entlang des Stranges positioniert, dass in allen auftretenden Lastzuständen an den Ortsnetzstationen zwischen Umspannwerk und Längsregler keine Spannungsbandverletzungen auftreten können. Die Spannungsregler des Pilotnetzes in Niederstetten erhalten ihre Befehle während der gesamten Laufzeit des Vorhabens vom Regionalcontroller. Basis dafür ist die verteilte Power-Quality-Messung auf der Primär- und Sekundärseite im Mittelspannungsnetz von Netze BW.
Im Zuge des Projektes wird über das Störungsmanagement eine Studie für das Netz Niederstetten erstellt. Im Ergebnis erwartet Netze BW eine detaillierte Zuverlässigkeitsberechnung vor und nach der Netzautomatisierung.
Beispiel für die Energiewende
Mit dem dezentralen Ansatz zum Überwachen und Steuern des Mittelspannungsnetzes ist Netze BW auf die Energiewende vorbereitet, die auch bereits stattfindet. Das Netz ist für eine höhere Aufnahmefähigkeit erneuerbarer Energien ohne neue Baustellen zum teuren Netzausbau gerüstet. Es liefert außerdem stetig Informationen zum Netzzustand und ermöglicht so eine schnelle Reaktion auf eventuelle Störungen. Die verbesserte Störungserkennung und eine rasche Fehlerbeseitigung führen zu einer signifikanten Senkung des Sadi-Wertes (System Average Interruption Duration Index). Die Spannungsqualität in Niederstetten wird verbessert und so eine zuverlässige Versorgung sichergestellt. Niederstetten ist ein gutes Beispiel für die Energiewende. Netze BW plant, die im Laufe des Projekts gewonnenen Ergebnisse und Erfahrungen in künftige Vorhaben ähnlicher Art einfließen zu lassen.
