Die Energiewende – eine Aufgabe für das Verteilnetz
Spätestens durch Fridays for Future und die letzte Europawahl, verbunden mit dem Aufschwung der Grünen, ist das Thema Klimapolitik und Energiewende wieder in den Fokus der Öffentlichkeit gerückt. Bis 2050 sollen 80% der Energieerzeugung aus Erneuerbaren Energien kommen und andere Sektoren wie u. a. die Mobilität auf Erneuerbare Energien umgestellt haben.
Dies bedeutet vor allem für Netzbetreiber eine enorme Kraftanstrengung. Wurde Strom früher grundsätzlich in großen konventionellen Kraftwerken produziert und top-down zum Kunden transportiert, findet die Energiewende vor allem im Verteilnetz statt. Bereits heute werden 95% aller Neuanlagen im Verteil- und Mittelspannungsnetz installiert. Durch die zunehmende Anzahl an volatilen Erzeugungsanlagen steigt die Komplexität der Netzsteuerung.
Das Verteilnetz – eine Blackbox
Historisch gesehen unterliegen die Verteilnetze jedoch dem Problem, dass es an der notwendigen Transparenz mangelt. Im Gegensatz zum Höchst- oder Hochspannungsnetz verfügt das Verteilnetz nicht über eine Sensorik, die Auskunft über den Ist-Zustand des Netzes gibt. So ist es in der Regel nicht bekannt, wie stark Betriebsmittel im Verteilnetz belastet werden. Für eine aktive Netzsteuerung benötigt man jedoch eine Datenbasis sowie notwendige Aktoren, die auf Basis der Informationen Netzsteuerungsmaßnahmen durchführen können.
Als erster Schritt werden in der Branche derzeit intelligente Messsysteme diskutiert, durch die Vernetzung von Erzeugungsanlagen Informationen über Anlagen über 7 kW Leistung und Verbraucher mit einem Verbrauch größer 6.000 kWh liefern sollen. Da jedoch die Messwerte mit einem zu großen Zeitverzug und ggf. in einer zu geringen Auflösung bereitgestellt werden sowie nur ein geringer Teil mit intelligenten Messsystemen ausgestattet wird, ist vor allem eine Überwachung von Betriebsmitteln wie zum Beispiel Transformatoren und Leitungen notwendig.
Das Herzstück des Netzes – die Transformatoren
Gerade Assets im Netz, die für eine top-down-Betriebsweise mit einer langen Lebensdauer ausgelegt sind, sind für die Anforderungen der Energiewende nicht ausgelegt. So sind Transformatoren im Verteilnetzen nicht in der Lage, Strom zurück auf höhere Netzebenen zu transformieren. Erste Lösungen stellen regelbare Ortsnetztransformatoren dar, die besser mit stärken Netzschwankungen umgehen können. Diese haben jedoch wie die herkömmlichen Transformatoren dasselbe Problem, der Netzbetreiber erhält keine Information über den Zustand und die Auslastung seines Betriebsmittels. Lediglich der Stufenschalter bei regelbaren Ortsnetztransformatoren regelt sich wie bei Transformatoren im Höchstspannungsnetz automatisiert.
Mittels LoRaWAN-fähiger Sensorik ist es bereits heute möglich, Transformatoren zu überwachen. Durch die Messung der Spannung, Stromstärke sowie der Phasenverschiebung können kostengünstig die Schein-, Wirk- und Blindleistung je Transformator berechnet werden. Durch die Messung kann außerdem die Auslastung des Transformators bestimmt werden, welche die Lebensdauer beeinflusst. Aus diesem Grund werden in der Praxis Transformatoren in Teillast von max. 70% betrieben, da mit zunehmender Last die Betriebstemperatur steigt und die Isolierung schneller zerstört wird. Durch einen zusätzlichen Temperatursensor könnte darüber hinaus auch ein thermisches Alterungsprofil je Transformator unter Berücksichtigung des Transformatorentyps berechnet werden. Die Daten können dann in den jeweiligen Fachsysteme oder über die 104-Schnittstelle in der Netzleitwarte visualisiert werden.
Gerade unter Berücksichtigung der Anforderungen der Energiewende können so erste Schritte eingeleitet werden, um Betriebsmittel fit für die Erneuerbaren Energien zu machen.
Private Ladeinfrastruktur netzdienlich steuern
Im Verteilnetz geht es jedoch nicht nur um erneuerbare Energieerzeugungsanlagen oder Transformatoren. Vor allem das Thema private Ladeinfrastruktur im Verteilnetz ist durch die perspektivische Zunahme der Elektromobilität von wesentlicher Bedeutung, da der Gleichzeitigkeitsgrad im Verteilnetz dadurch in bestimmten Zeitfenstern stark ansteigt. Bislang wurde in der Gesetzgebung lediglich die öffentliche Ladeinfrastruktur geregelt, die demnächst mit einem intelligenten Messsystem auszustatten ist.
Für private Ladeinfrastruktur gibt es jedoch bislang nur eine unzureichende Regelung. Zwar kann vom §14a EnWG Gebrauch gemacht werden, dies geschieht in der Praxis bislang jedoch nur selten. Es besteht für den Netzbetreiber allerdings die Möglichkeit, eine Steuerungsmöglichkeit über die technischen Anschlussbedingungen festzulegen.
Zur Steuerung dieser benötigt der Netzbetreiber jedoch geeignete Infrastruktur, die das Einspielen von Ladeprofilen nach dem OCPP-Protokoll erlaubt. Hierfür laufen bereits die ersten Piloten mittels LoRaWAN. Ziel ist die Entwicklung einer intelligenten Steuerung, welche die Ladeleistung je Auslastung des Netzes reguliert. Gerade bei Stichleitungen ist dies notwendig, wenn eine höhere Ladeleistung installiert ist, als technisch zur Verfügung steht.
Erster Schritt Informationstransparenz
Oft wird gerade im Zusammenhang mit Netzsteuerung vom intelligenten Netz oder Smart Grid gesprochen. Mit dem Ansatz des Monitorings von Betriebsmitteln, wie Trafostationen oder Ladekurven von privater Infrastruktur, kann bereits ein Mehrwert generiert werden. Instandhaltungsprozesse können durch die Ermittlung des thermischen Alters optimiert, Netzplanungsprozesse durch das Monitoring effizient angepasst werden. Bis zur vollständigen Umsetzung des Smart Grid ist es sicherlich ein langer Weg, allerdings können bereits heute die ersten Fundamente für das Netz von Morgen gelegt werden.
Marcel Linnemann
Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH
