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Die Planung von Verteilnetzen steht vor neuen Herausforderungen, da mehr und mehr erneuerbare Energien (Photovoltaik, Wind) eingespeist werden.
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Netzausbau
Projektinfo 15/2018

Kompaktstation mit Fehlererkennung und Spannungsregelung in Simmerath
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Niederspannungsverteilung
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Eine projektübergreifende Informationsinfrastruktur wurde mit innovativer Kommunikationstechnologien aufgebaut, damit die einzelnen Komponenten zusammenhängend funktionieren
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Für die zustandsbasierten Instandhaltung kommen einfache und schnelle Messmethoden wie Thermografie, Erdschleifenmessung und Teilentladungsdetektion zum Einsatz.
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Innovative Betriebsmittel erfordern neue Kommunikationsinfrastrukturen und Instandhaltungsstrategien.
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Flexible lokale Stromverteilnetze

Im Forschungsverbund „Smart Area Aachen“ haben die Projektpartner innovative Konzepte und Betriebsmittel, wie z. B. regelbare Ortsnetztransformatoren oder Mess- und Kommunikationstechnik, für das Stromverteilnetz der Zukunft weiterentwickelt und in Feldversuchen erprobt. Ihre Ergebnisse helfen, die Mittel- und Niederspannungsnetze kostengünstig auf die zunehmend dezentrale Einspeisung von EEG-Anlagen anzupassen. Dabei steigt die Effizienz und Zuverlässigkeit der elektrischen Energieversorgung insgesamt.

Die künftige Stromerzeugung wird weitgehend dezentral sein und in immer stärkerem Maße von erneuerbaren Energien bestimmt. Dies stellt die Netze vor große Herausforderungen. Denn mit einem weiteren Anstieg von dezentralen, volatilen Einspeisungen in der Mittel- und Niederspannungsebene kann es zu einer Umkehr des Lastflusses in überlagerte Netzebenen, zu Problemen mit der Spannungshaltung und schließlich zu Netzengpässen kommen.

Im Projekt Smart Area Aachen haben 13 Projektpartner aus Energiewirtschaft, Industrie und Forschung die relevanten Fragestellungen untersucht und innovative Lösungen für das Netz der Zukunft entwickelt. Schwerpunkte der Untersuchungen waren insbesondere die Planung, der Betrieb und die Instandhaltung zukünftiger Verteilnetze, die den neuen Aufgaben gerecht werden.

Die Themenschwerpunkte wurden von sechs Projektteams bearbeitet, die nach einem einheitlichen Schema vorgingen: Nach intensiver Analyse der Anforderungen bildeten sie ihre Lösungsansätze zunächst in Netzsimulationen nach und entwickelten daraufhin die entsprechende Hard- bzw. Software. Diese wurden zunächst im Labor und dann im Verteilungsnetz der INFRAWEST erprobt und evaluiert. Im letzten Schritt verglichen die Wissenschaftler die Praxisergebnisse mit den Netzsimulationen. Die Begleitforschung koordiniert die Erkenntnisse von „Smart Area Aachen“ zwischen den Teilprojekten und trägt zum Technologietransfer in die Fachwelt bei.

Die neu entwickelten Komponenten und Methoden sollen helfen, verbrauchs- und einspeisebedingte Spannungsschwankungen auszugleichen, ohne dass ein aufwendiger Netzausbau erforderlich wird. Verteilnetzbetreiber erhalten damit neue Werkzeuge, um ihre Infrastruktur wirtschaftlich, zukunftssicher und mit hoher Versorgungssicherheit zu gestalten.

Im Ergebnis konnten die Projektpartner nachweisen, dass ein modernes intelligentes Netz zusätzliche erneuerbare Energien dauerhaft integrieren kann, ohne dass die Versorgungssicherheit und die Wirtschaftlichkeit darunter leiden. Die abschließenden Feldtests stellten die Leistungsfähigkeit der erarbeiteten Lösungen im Verteilnetz der Stadt Aachen unter Beweis. Mit der „Smart Area Aachen“ wurde ein Modell entwickelt, das Impulse für andere Städte und Regionen setzen soll.

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Intelligente Ortsnetzstationen

In zukünftigen Stromnetzen spielen Ortsnetzstationen als Bindeglied von Mittel- und Niederspannungsebene eine zentrale Rolle. Die bisher weitgehend passiven Bauelemente sollen künftig die Spannung aktiv beeinflussen und so die Aufnahmekapazität der Netze für EEG-Anlagen steigern. Dies leisten regelbare Ortsnetzstationen (rONT). Sie können das Übersetzungsverhältnis von Mittel- auf Niederspannung im laufenden Betrieb ändern und so die Spannung im Niederspannungsnetz im Bereich von ± 10% aktiv anpassen. Dadurch werden Lastsituationen beherrschbar, wie sie z. B. an sonnigen Tagen durch massive Einspeisung aus Solarstromanlagen auftreten können.

Eine Ortsnetzstation läßt sich aber nur dann sinnvoll regeln, um solche Spannungserhöhungen auszugleichen, wenn sie mit aktuellen Netzzustands-Daten versorgt wird. Das tatsächliche Spannungsniveau beim Kunden kann aber nur mit großem Aufwand erfasst werden, denn es entspricht – insbesondere in schwachen ländlichen Netzen – nicht zwingend den Messwerten an der Netzstation. Deshalb entwickeln die Projektpartner im Teilprojekt „Intelligente Ortsnetzstationen“ oder kurz i3S (Intelligent Secondary Substation) Netzstationen zu Informationszentralen weiter. Diese erhalten zusätzliche Funktionalitäten zur Netzbeobachtung, Spannungsregelung und Fehlerortung im Mittelspannungsnetz. Prototypen intelligenter Ortsnetzstationen wurden vom Projektpartner ABB AG in verschiedenen Ausbaustufen entwickelt – von der kompletten Kompaktstation bis zum sekundär-technischen Nachrüstpaket für bestehende Stationen.

Mit neuen Regelungsverfahren für regelbare Ortsnetztransformatoren kann der kostenintensive Ersatz oder Ausbau von zusätzlichen Leitungen vermieden werden. Der praktische Betrieb einer regelbaren Ortsnetzstation wird beispielsweise seit 2013 in der Gemeinde Simmerath erfolgreich erprobt. Die ländliche Kommune bietet sich an, da dort bereits 70% des Stroms aus regenerativen Quellen wie Windkraft, Solarenergie sowie Biogas und Biomasse erzeugt wird. Die Station regelt vor allem die Einspeisung einer großen Photovoltaikanlage. Für den Prototypen wurde eine intelligente Fehlererkennung und -behandlung entwickelt, die eine autonome Lokalisierung von Netzfehlern ermöglicht. Bei diesem und weiteren Feldversuchen hat sich gezeigt, dass sich durch das breite Leistungsspektrum der rONTs auch die Betriebsführung im Verteilnetz optimieren lässt.

Projektinfo 15/2018:
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BINE-Projektinfo 15/2018
(PDF, 4 Seiten, 309 kB)

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