So bieten 380-Kilovolt-Hochtemperatur-Supraleiterkabel (HTS) bei der Erdverkabelung diverse Vorteile, wie Mathias Noe, Direktor des Instituts für Technische Physik (ITEP) am Karlsruher Institut für Technologie (KIT), berichtete: einen geringeren Flächenbedarf, einen geringeren Aufwand bei der Verlegung, weder elektromagnetische Strahlung noch Bodenerwärmung, eine höhere Energie- und Ressourceneffizienz und eine höhere Übertragungsleistung bei einer niedrigeren Spannungsebene. Dies zeigte ein Pilotversuch auf 3,2 Kilometer Länge, welchen das KIT zusammen mit Tennet durchführte.
"Bei hoher Auslastung ist die Supraleitung effizienter als konventionelle Kabel", unterstrich Noe. Allerdings müssen die supraleitenden Kabel mit Stickstoff gekühlt werden, entsprechende Kälteanlagen stehen zur Verfügung. Wirtschaftlich ist deren Betrieb allerdings nur mit einer Eigenstromversorgung. "Alle betrieblichen Anforderungen werden durch HTS erfüllt", so Noe als Fazit der Praxiserprobung auf der Teststrecke. Er verwies darauf, dass die neue Technik seit 2014 bereits erfolgreich auf einem Kilometer Länge in der Essener Innenstadt eingesetzt wird, allerdings nur auf der 10-kV-Spannungsebene. In München soll nun im Innenstadtbereich ein zwölf Kilometer langes HTS-Kabel mit 110 kV verlegt werden.
HGÜ-Umrichter liefern Blindleistung
Die Leistungsfähigkeit des Verbundnetzes erhöhen kann auch eingebettete Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ), wie Kevin Schönleber vom ABB-Forschungszentrum berichtete. Neben einer verlustärmernen Übertragung großer Leistungen über lange Strecken bieten HGÜ-Umrichterstationen die Möglichkeit, Blindleistung zur Stabilisierung des Netzes zur Verfügung zu stellen und damit auch den Redispatch zu reduzieren. "Wenn HGÜ-Umrichter 25 Prozent Blindleistung zur Verfügung stellen, können Redispatchmaßnahmen um 1,4 Prozent reduziert werden", fasste Schönhieber die Ergebnisse einer Fallstudie zusammen. Besondere Relevanz hat dies angesichts der Abschaltung konventioneller Großkraftwerke im Rahmen der Energiewende. Wobei es hier auch weitere Möglichkeiten zur Blindleistungsbereitstellung wie durch Netzbooster oder Wechselrichter gibt.
Die Möglichkeiten eines Monitorings des Verteilnetzes durch integrierte Messsensorik zeigte Fabian Karl von Power Plus Communications auf. Dies gewinnt angesichts des Ausbaus von fluktuierender erneuerbarer Erzeugung, Prosumern und E-Mobilität immer größere Bedeutung. Karl hob auf die Vorteile von Breitband-Powerline(BPL)-Systemen mit entsprechenden BPL-Modems ab: Sie erlaubten sowohl Spannungsstufen zu erfassen, als auch Asymmetrien, Phasendreher oder Kabelalterung zu erkennen, und er verwies auf erste Erfahrungen im Rahmen eines vom Bundesforschungsministerium geförderten Vorhabens, bei dem 50 BPL-Modems eingesetzt wurden.
Künftig bei der Datenauswertung auch KI einsetzen
Im größeren Stil soll dies nun in Zusammenarbeit mit Mainz Netze, Netze BW und der Energieversorgung Leverkusen erprobt werden. Geplant ist, 4000 BPL-Modems zu installieren und bei der Datenauswertung auch künstliche Intelligenz (KI) einzusetzen. Diese Kommunikationsinfrastruktur kann dann auch für das Auslesen der Smart Metern genutzt werden. Karl verwies darauf, dass die Mainz Netze ihr Netzgebiet derzeit mit einer BPL-Kommunikationsstruktur ausrüsten und diese dann für den anstehenden Smart Meter Rollout nutzen wollen. (hcn)
