Zusammen mit ihren Partner Spie DZE CeGIT, Phoenix Contact Deutschland GmbH und Jean Müller GmbH testet die Netzgesellschaft der Energieversorgung Mittelrhein (evm) in einem Pilotprojekt mit einem Ortsnetztrafo vor allem die Messsensorik für eine Weitbereichsregelung, sowie die Umsetzung, die im Ortsnetz extra dafür eingebaut wurde. Über eine Software wertet sie zahlreiche Daten aus und regelt die Stufenstellung automatisiert.
Das soll zur Spannungsqualität vor Ort beitragen und kann nach Angaben von enm künftig die Einbindung von weiteren Verbrauchern und Einspeisern vor Ort, wie zum Beispiel Elektroautos oder Photovoltaik(PV)-Anlagen, auf Dauer vereinfachen. Das Smart Grid System kommt von der PSI Grid Connect GmbH.
Innovative Technik mit Daten angereichert
Regelbare Ortsnetztransformatoren, kurz rONT, nutzt die enm bereits seit einigen Jahren an gezielten Stellen im Stromnetz. Damit lässt sich die Stufenstellung des Transformators auch unter Last verändern. Durch das variable Übersetzungsverhältnis wird die Niederspannung von der Mittelspannung entkoppelt. So kann das Spannungsniveau auch bei wechselnder Last und Einspeisung stabilisiert werden.
Als Pilotstandort wählte man Kadenbach, eine Ortsgemeinde in Rheinland-Pfalz. Ausschlaggebend sei die ländliche Umgebung gewesen. Es befinden sich hauptsächlich Ein- und Zweifamilienhäuser im Ortsnetz, von denen 27 eine PV-Anlage auf dem Dach haben. Insgesamt produzieren diese eine Gesamtleistung von 190 kWpeak. An sonnenreichen Tagen wird im Ortsnetz mehr Energie erzeugt, als verbraucht. Es kommt also in der Ortsnetzstation zu einer Lastflussumkehr.
Besonderheit: Weitbereichsregelung
„Das Übersetzungsverhältnis des Transformators bei diesen Gegebenheiten fest einzustellen ist schwierig“, erklärt Peter Wiacker, Bereichsleiter Asset-Management bei der enm. „Der regelbare Ortsnetztransformator ist dort die ideale Lösung, da bei ihm das Übersetzungsverhältnis variabel einstellbar ist. Mit ihm haben wir in unserem Netzgebiet bisher gute Erfahrungen gemacht. Das Besondere in Kadenbach ist die zusätzliche Weitbereichsregelung.“
In zwei Kabelverteilerschränken im Ortsnetz wurden Messsensoren verbaut. Sie senden in regelmäßigen Abständen Rohdaten aus ihrer Messung an einen Algorithmus des Smart Grid Systems, der daraus ein dreiphasiges knotenscharfes Netzabbild zum Netzzustand berechnet. Das Smart Grid System ermöglicht über die reinen Last- und Einspeisedaten hinaus in Echtzeit Strom und Spannung sowie den Leistungsfaktor zu messen und so das Netz sicher zu steuern. Durch das automatisierte, selbstständige Überwachen und Ausregeln des Netzes wird sowohl die Netzbetriebsführung als auch das übergeordnete Leitsystem entlastet.
Wie es im Detail funktioniert
Als Messsystem kommen dabei PLPlano Wandlerlastschaltleisten von Jean Müller zum Einsatz. Das Messmodul sitzt platzsparend über den Leisten. Die Messwerte der Messmodule werden durch das Energy Control Interface kurz ECI der Firma Phoenix Contact gesammelt und mittels Powerline in die Ortsnetzstation übertragen. Überwacht und gesteuert wird das Niederspannungsnetz durch die Smart Grid Systemplattform PSIngo. Der Regelungsalgorithmus wird lokal ausgeführt und in der PSI Cloud als „digital Twin“ vorgehalten.
„So können wir gewährleistet, dass das System autark vor Ort funktioniert. Gleichzeitig müssen nur die Messwerte in die Cloud übertragen werden, wodurch Bandbreite eingespart wird“, so Wiacker. In der Cloud selbst stehen dann alle Berechnungen und auch die Messwerte zur Verfügung. Durch die „State Estimation“ kann der Lastfluss im gesamten Ortsnetz anhand weniger Messpunkte berechnet werden. Diese Messpunkte können die Netzexperten jederzeit über die Weboberfläche von PSIngo einsehen.
„Das System reagiert aber auch selbst“, erklärt der Bereichsleiter. „Bei einer Überschreitung von Grenzwerten sendet es Benachrichtigungen an die zuständigen Kollegen, die dann bei Bedarf händisch eingreifen können.“ Im Normalfall funktioniere die Auswahl der idealen Stufenstellung jedoch völlig automatisch. Die neue Technik helfe außerdem die Netztransparenz zu erhöhen und so im Fehlerfall eine Störungsursache noch schneller zu finden.
Ausgezeichnete Versorgungssicherheit
„Unsere Versorgungssicherheit ist im ganzen Netz ausgezeichnet und deutlich über dem Bundesdurchschnitt“, schildert Wiacker. „Das wollen wir auch in Zukunft sichern. Daher investieren wir schon heute.“ Statistisch gesehen sind die Kunden im Netz der enm jährlich aufgrund von Störungen 5,6 Minuten ohne Strom (enm-Stand 2018), im Bundesdurchschnitt sind es ganze 13,9 Minuten (BNetzA-Stand 2018).
Pilotprojekte wie dieses in Kadenbach sollen den Netzexperten helfen, Erfahrungen für die Zukunft zu sammeln und Lösungen schon zu haben, bevor Probleme auftreten. Denn die steigende Zahl von Elektro-Ladeeinrichtungen und die Energiewende stellen Netzbetreiber in ganz Deutschland vor neue Herausforderungen. Gleichzeitig speisen immer mehr dezentrale Erzeugungsanlagen in das Stromnetz ein. Das kann zum Beispiel die Photovoltaik-Anlage auf dem Dach eines Einfamilienhauses sein.
Durch den Wechsel der Belastung, beispielsweise durch Erhöhung der Einspeiseleistung können Schwankungen im Netz auftreten. „Diesen Schwankungen wirken wir durch den gezielten Einbau von moderner Technik, wie der regelbaren Ortsnetztransformatoren entgegen“, erläutert Peter Wiacker. „Mit diesen frühzeitigen Investitionen stellen wir unser Netz auch für die Zukunft gut auf“, ist sich Wiacker sicher. (sg)
