Die Beanspruchung der Stromversorgungsnetze steigt. Denn sie müssen immer mehr regionale Energieaufkommen und die daraus resultierenden Lastflüsse aufnehmen und verteilen. Speziell in ländlichen Gebieten geraten die Netze bereits häufig an die Grenzen der Spannungshaltung und Betriebsmittelauslastung. Die Einspeisung großer Mengen Wind- und Photovoltaik-Strom erfordert Reaktionen auf schnelle und häufige �?nderungen der Last und der Lastflussrichtung. Oft gelingt dies nur noch durch Investitionen in Netzausbau, Verstärkungen bei Umspann- und Ortsnetzstationen oder durch die Abregelung von Energieerzeugungsanlagen.
Dezentrale Einspeisung, überwiegend aus Windstrom, zunehmend aber auch Biogas und Photovoltaik, bestimmt zudem vermehrt die Transformator-Auslastung in den Versorgungsgebieten und bringt die Verteilnetze nicht selten an die Grenzen ihrer Auslastung. So gab es 2011 bei Erzeugungsanlagen für erneuerbare Energien trotz Einspeisevorrang im Versorgungsgebiet der EWE Netz GmbH weit über 300 Eingriffe.
Das Gesamtsystem beherrschen
Durch Überlastungen verursachte Ausfälle dieser Trafos sind zwar nicht als systemkritisch einzustufen, jedoch wirken sie ausgesprochen negativ auf einen wirtschaftlichen Betrieb, beanspruchen Ressourcen für Wartung und Instandhaltung und hinterlassen unzufriedene Kunden hinter dem Anschlusspunkt. Da aktuelle und prognostizierte Auslastung nur unzureichend bekannt sind, ist es zudem unmöglich, die Kapazitäten der vorhandenen Betriebsmittel optimal auszureizen. Beispielsweise ertragen Transformatoren dank ihrer hohen thermischen Kapazität kurzfristige Überlastungen, ohne dass sie dabei kritische Temperaturen erreichen. Dadurch ergeben sich Auslastungsreserven, die besonders für fluktuierende Einspeisungen nutzbar sind.
Typischerweise verwenden Netzbetreiber ein Lastmanagementprogramm, das anliegende Lasten zusammenfasst (aggregiert), einen Spitzenwert schätzt und damit die Auslegung für einen Transformator bestimmt. Unberücksichtigt bleiben jedoch Last- und Wetterprognosen, die dabei helfen könnten Engpässe zu erkennen, etwa die Überlastung von Transformatoren. Diese Daten stehen den Verteilnetzbetreibern meist nicht zur Verfügung - im Gegensatz zu Übertragungsnetzbetreibern, die seit Jahren Indikatoren wie Lastverläufe und Öltemperaturen nutzen, um den Zustand von Umspannern zu bestimmen.
Vorhersage der Trafoüberlastung
Während ein aktiv vorausschauender Verteilnetzbetrieb ständig neue IT-Lösungen für Planung, Überwachung und Betrieb der Netze implementiert, verlangt die steigende Vernetzung der Systemkomponenten eines Smart Grid standardisierte Datenmodelle und Kommunikationsstrukturen. Denn nur sie stellen die Interoperabilität des Gesamtsystems sicher.
Darüber hinaus müssen für einen optimierten Betrieb Netztopologie und Schaltzustände bekannt sein. In bestehenden IT-Landschaften der Energiewirtschaft sind die dafür benötigten Daten oft über verschiedene Systeme verteilt. Folglich ist eine Anfrage zur Bereitstellung der Topologie mit einer Punkt-zu-Punkt-Anfrage an diese Systeme verbunden, die unterschiedliche Schnittstellen und heterogene Datenformate aufweisen, so dass die Daten anschließend umständlich zusammengeführt werden müssen.
Eine konsistente Integrationsprozesslogik führt relevante Daten über eine zentrale Plattform - den sogenannten Enterprise Service Bus (ESB) - zu einer Netztopologie zusammen und wandelt sie in ein Format des IEC-Standards CIM um. Der ESB versorgt dann verschiedene Anwendungen im Konzern mit den Netztopologien, wobei aufgrund der Standardkonformität der Daten alle Anwendungen „wissen“, wie die Netze genau aufgebaut und zu interpretieren sind.
Dieses Wissen über die Topologie und die Betriebsmittel des Netzes sowie die angeschlossenen Einspeiser und Verbraucher macht sich beispielsweise das Tool „Trafoüberlastungsvorhersage“ von EWE zunutze. Es kann auf Basis dynamischer (Online-) Daten sowohl zur optimalen Auslastung der bestehenden Betriebsmittel als auch zur Vorhersage kritischer Einspeisesituationen an den Transformatoren genutzt werden. Hierfür wurden neue Modelle zur Vorhersage der Erzeuger und Verbraucher entwickelt und, unter Verwendung von Modellen der Transformatoren, zu einem Prognosewerkzeug für die Auslastung dieser Betriebsmittel zusammengeführt.
Funktion der Trafoüberlastungsvorhersage
Die Abbildung oben zeigt die grobe Architektur der Software. Ergebnis ist eine Übersicht von Zeiträumen, in denen ein Transformator möglicherweise überlastet wird. Diese Aussage basiert auf der Zustandsvorhersage, die den Kern der Vorhersage bildet. Mithilfe der Netzwerk-Topologie und verschiedener Prognosemodule sagt das Tool zunächst die Last von Trafos vorher. Die Vorhersagequalität der Trafoauslastung hängt hierbei maßgeblich von der Prognosegenauigkeit der meteorologischen Daten ab, insbesondere von der Windprognose. In einem weiteren Schritt werden die Lasten bewertet und drohende Überlastungen von Transformatoren auf Basis unterschiedlicher Bewertungsmodelle identifiziert.
Darüber hinaus ermittelt das Tool die zukünftige Topologie des Energienetzes unter Berücksichtigung von Netzumschaltungen, Reduzierungen bei unterschiedlichen Einspeiseobjekten und Abschaltungen von Trafos. Ferner berücksichtigt es auch Verbrauchs- sowie Erzeugungsprognosen, protokolliert erkannte Überlastungssituationen und meldet sie dem Anwender über Events. Durch die vorausschauende Netzführung lassen sich Trafoschäden verhindern, Netzreserven durch rechtzeitige Umschaltmaßnahmen besser ausreizen und Schadensersatzansprüche von EEG-Anlagenbetreibern vermeiden.
Folglich berechnet das Vorhersagesystem zukünftige Einspeisungen und Verbräuche, bewertet diese im Hinblick auf die voraussichtliche Auslastung der Trafos in den Umspannwerken und zeigt potenzielle Engpässe im Netz auf. Die Mitarbeiter der Netzleitstelle werden somit unterstützt, bevorstehende Überlastungen von Umspannern bis zu 24 Stunden vor Eintritt zu erkennen und die Betriebsmittel vor Überlastung zu schützen. Dabei ist die Trafoüberwachungsvorhersage in die Systeme intergiert und nutzt deren Mechanismen zu Protokollierung, Interaktion und Event-Handling. Das Tool verschafft den Mitarbeitern in der Netzleitstelle Zeitreserven, um auf potenzielle Engpässe in Bezug auf Trafolast rechtzeitig reagieren zu können, ohne dabei aktiv in das System einzugreifen.
Vorausschauende Netzführung
Die Trafoüberlastungsvorhersage ist ein wesentlicher Bestandteil einer zukünftigen und vorausschauenden Netzführung unter Einbeziehung meteorologischer Daten, wie sie unter Berücksichtigung der veränderten Erzeugerstruktur notwendig wird. Das Vorhersagesystem berechnet auf Basis dynamischer Daten zu Topologie und Messwerten die prognostizierte Auslastung der UW-Trafos von EWE Netz.
