INEA Intelligente Netze und Endkundenanwendungen

Klassische Smart Grid Projekte gibt es mittlerweile schon sehr viele – die Ansätze erfolgen aber immer aus Sicht der Netzbetreiber. Der Endkundenbereich und dessen Optimierungspotential wird in den bisherigen Smart Grid Konzepten nicht ausreichend berücksichtigt.

 Bisher wurden Stromnetze immer als Top – Down Netze ausgehend von der Höchstspannungsebene hin zu der Niederspannungsebene entworfen, d.h. der Leistungsfluss verteilt sich von der Höchstspannungsebene aus über die Hoch- und Mittelspannungsebene hin zur Niederspannungsebene. Dieses Konzept wird nun durch den Boom an dezentraler Erzeugung konterkariert, die für eine Umkehr der Energieflussrichtung von der Niederspannungsebene ausgehend, hin zu den höheren Spannungsebenen sorgt. Dabei entstehen vor allem Engpässe und Spannungsqualitätsprobleme im Niederspannungs- und Mittelspannungsbereich – zum Teil sogar auf höheren Spannungsebenen.  Die Netzbetreiber versuchen nun, diesen Engpässen mit unterschiedlichen Konzepten für das Verteilnetz entgegenzuwirken.

 An dieser Stelle setzen nun die bisherigen Ideen für Smart Grids ein. Dabei wird versucht Spannungs- und Leistungsflussänderungen auf der Endkundenseite durch intelligente Regelmechanismen (Spannungs- und Blindleistungsregelung) in den Anlagen des Verteilnetzes auszugleichen. Der hierfür nötige Aufwand erstreckt sich von der Messdatenerfassung und ‑weiterleitung im Verteilnetz bis hin zur Umrüstung von hochspannungstechnischen Anlagen – dennoch sind auf diese Weise nicht alle Spannungsqualitätsprobleme beherrschbar.  

 Prinzipbedingt können derzeitige Smart Grid Ansätze nur einen sinnvollen Durchschnittsspannungswert, basierend auf verfügbaren Messdaten einstellen. Eine Versorgungsspannung, die jedem Endkunden gerecht wird, ist auf diese Weise nicht möglich.

 Hier setzt der Smart-Grid-Ansatz dieses Projektes an: Anstatt aufwändig und teuer die Verteilnetzanlagen zu verstärken und/oder auf intelligente Regelungen umzurüsten, soll untersucht werden, welche elektrischen Geräte der Endkunden auf welche Weise ausfallssicherer gemacht bzw. welche Technologien für eine Spannungsqualitätsrestauration beim Endkunden angewendet werden können. Dazu werden typische Endkunden anhand deren Anforderungen und Verhaltensmuster untersucht sowie die Anforderungen und Leistungsmerkmale von Endkundengeräten analysiert und einem Vergleich mit bestehenden Smart Grid Technologien unterzogen. Darüber hinaus soll untersucht werden, welche robusten und kostengünstigen Möglichkeiten es gibt, die Spannungsqualität vor Ort nachhaltig zu verbessern, Vor-/Nachteile aufzuzeigen sowie eine volkswirtschaftliche Betrachtung und Empfehlung durchzuführen.

 Klassische Netzausbauten und Smart Grid Technologien belasten aus unterschiedlichen Gründen die österreichische und europäische CO₂ Bilanz. Dies liegt hauptsächlich am erhöhten Materialeinsatz und der durch die nötigen Regelvorgänge verursachte Regelenergie im Verteilnetz.

 Gelingt es durch Maßnahmen auf Kundenseite Netzausbauten und Regelvorgänge zu verringern, eröffnet sich ein gewaltiges CO₂ Einsparungspotential. Endkundengeräte ähneln sich in ganz Europa – einfache Anpassungen führen somit zu einem gewaltigen Multiplikationseffekt im gesamten EU – Raum. Es ist in dieser Sondierung darzulegen, wie groß das erzielbare CO₂ Einsparungspotential ist und wie dieses nachgewiesen werden kann. Dies erfolgt anhand des Vergleichs von typischen Betriebszuständen in einem realen Verteilnetz und anschließender Hochrechnung unter projektspezifischen Voraussetzungen und –vorgaben.

Ausgangssituation

Die Nennspannungen von Stromnetzen gestalten sich weltweit aus historischen Gründen uneinheitlich und auch in Europa hat sich diesbezüglich in den letzten zwei Jahrzehnten viel verändert. In Österreich werden seit dem 1. Jänner 1993 neue Betriebsmittel für 400/230 V ausgelegt und entsprechend gekennzeichnet [ÖVE/ÖNORM E 1100-2]. Davor waren die Betriebsmittel für 380/220 V ausgelegt. Da in Europa zu diesem Zeitpunkt auch noch andere Spannungswerte verwendet wurden – z.B. Großbritannien mit 415/240 V – strebte die EU eine Vereinheitlichung auf 400/230 V an. Nach Übergangsfristen werden nun in der EU seit 2008 einheitlich die Nennspannungen 400/230 V verwendet. Der empfohlene Toleranzbereich liegt gemäß ÖVE/ÖNORM E 1100-2 bei +/-10%.

Begleitet wurden diese Spannungsanpassungen in Europa immer wieder mit Forderungen, die Spannungstoleranzen zu ändern – in die eine wie die andere Richtung. Es gab seitens der Industrie Bestrebungen die Toleranz auf +/-6 % (informell wurden gar +/-3 % angedacht) einzugrenzen, auf Seiten der Energieversorger wurden Überlegungen zu einer Ausweitung der Grenzen getätigt. Für diese Änderungen der Nennspannungstoleranzen gab es unterschiedliche Gründe – so wollte die Elektroindustrie beispielsweise einfachere und damit kostengünstigere Netzteile bauen, die Energieversorger hingegen führten hohe Netzkosten für enge Toleranzbänder ins Treffen.

Mittlerweile hat die ständige Weiterentwicklung der industriellen Elektronik jedoch zum Trend der Weitbereichsnetzteile geführt – Netzteile, die mit Spannungen von z.B. 100 V bis 240 V sicher umgehen können. Diese Weitbereichsnetzteile sind universell auf der ganzen Welt einsetzbar (somit auch in Gegenden mit z.B. 120 V, 60 Hz Spannungen) und vereinfachen somit massiv für die Industrie den Anpassungsaufwand an die örtlichen Gegebenheiten.

Die Versorgung mit elektrischer Energie erfordert ein abgestimmtes Konzept zwischen Kraftwerksbetreiber, Netzbetreiber und Verbraucher. In der Vergangenheit gestaltete sich dieses Konzept relativ einfach: Die Energiezeugung fand hauptsächlich in Großkraftwerken statt und die erzeugte Energie wurde über das Übertragungs-/Verteilnetz zu den jeweiligen Energiekunden geleitet. Der Weg der zu transportierenden Energie war somit zum Großteil festgelegt: Von den Kraftwerken über das Netz zu den Verbrauchern.

Im Hinblick auf drohende Umweltbelastungen durch fossile Energieerzeugung haben die Europäische Union wie auch nationale Regierungen begonnen, alternative regenerative Energieerzeugung zu fördern. Mit den „20/20/20 Zielen“ der EU wurde seit 2008/2009 ein regelrechter Boom an erneuerbarer Energieerzeugung in der Europäischen Union ausgelöst. Diese Energieerzeugung entstand jedoch vielfach außerhalb der Lastschwerpunkte, also dezentral. Solange diese dezentral erzeugten Energiemengen klein im Verhältnis zu den transportierten Netzverbrauchslasten waren, genügten relative bescheidene Anpassungen in den Verteilernetzen.

Mittlerweile hat der Boom an erneuerbarer Energieerzeugung jedoch Größenordnungen angenommen, die einerseits aufgrund der Energiemenge und andererseits aufgrund der zeitlich volatilen Energieerzeugung von hauptsächlich Wind- und Sonnenenergie zu einem sich ständig ändernden Leistungsverlauf in den Netzen geführt hat. Dies erschwert die Netzbetriebsführung zum Teil enorm und verlangt nach Netzanpassungen und Netzausbauten.

 Diese sich ständig ändernden Leistungsflüsse führen beim Endkunden zu einer Reihe von Änderungen der Nennspannungsqualitätsparameter. Die Änderung der Netzspannungshöhe beim Endkunden ist nicht die einzige, aber eine gravierende Einflussgröße auf den sicheren und störungsfreien Betrieb von Endkundengeräten. So führen plötzlich auftretende Änderungen der Versorgungsspannung zu Intensitätsänderungen von Leuchtmitteln, was sich durch ein Flackern unangenehm bemerkbar macht. Über- oder unterschreitet die Versorgungsspannung die Nennspannungstoleranzgrenzen kann es zusätzlich zu Gerätefehlfunktionen und Gerätebeschädigungen kommen. Aus diesem Grund gibt es Normen, die die Spannungsqualität beschreiben und Grenzwerte festlegen (hauptsächlich IEC 61000 und EN 50160). Weitere wichtige Einflussparameter sind die Frequenz, der Oberwellenanteil oder Symmetrieeigenschaften. 

Damit nun Fehlfunktionen oder gar Beschädigungen von Endkundengeräten  vermieden werden können, reagieren die Netzbetreiber mit Anpassungen der Stromnetze an die jeweiligen Herausforderungen. Der klassische Ansatz dabei sind Netzverstärkungsmaßnahmen. Da dies aber oftmals schwierig und daher meist sehr aufwendig und teuer durchzuführen ist (z.B. Grabungen in Ortskernen; Ersatz von langen Leitungen in schwierigem alpinen Gelände etc.), gibt es seit Jahren Bestrebungen mittels intelligenten Regelmechanismen (Smart Grid) bestehende Netze besser auszunützen und teure Netzverstärkungen zu vermeiden oder zu zumindest zu verringern.

Der am häufigsten angewandte Ansatz ist dabei die sogenannte Spannungs-/Blindleistungsregelung, bei der mittels intelligenten Regelmechanismen im Verteilernetz versucht wird, eine Spannungsanpassung beim Endkunden zu erreichen. Diese Regelungen können in Transformatorstationen vor Ort eingebaut werden, haben aber den prinzipbedingten Nachteil, dass die Spannungshöhe nur an der Transformatorstation einstellbar ist.

Beispiel: Ein Kunde ist sehr nahe an der Transformatorstation, ein Kunde einen Kilometer entfernt. Um die Spannungsabfälle für den zuletzt genannten Kunden auszugleichen, müsste die Regelung in  der Transformatorstation die Spannung in derselben erhöhen – damit steigt die Spannung jedoch beim nahegelegen Kunden an – unter Umständen auf unzulässige Werte. Deshalb kann an der Transformatorstation nur ein für alle Kunden sinnvoller Durchschnittsspannungswert eingestellt werden.

 Bei all diesen netztechnischen Adaptionen (Netzverstärkungen und Smart Grid Maßnahmen) werden jedoch die Möglichkeiten einer Spannungsadaption auf Kundenseite nicht ausreichend berücksichtigt. Könnten die Geräte auf Kundenseite mit größeren Versorgungsspannungsänderungen umgehen oder gelingt es mit Netzspannungsrestauratoren die Spannungsqualität zu verbessern, würde die Notwendigkeit entfallen, die Netzspannung regeln zu müssen. Damit entfiele oder verringerte sich der Aufwand für den Netzbetreiber und auch für jene Kunden, die bereits mit korrekten Spannungswerten versorgt werden. Auf obiges Beispiel umgelegt, müsste der Netzbetreiber seine Transformatorstation lediglich mit den bestehenden Ausrüstungen auf die Bedürfnisse der im näheren Umkreis befindlichen Kundenanlagen ausrichten, die höheren Anforderungen der weiter entfernten Kunden würde kostengünstig direkt bei jenen Kundenanlagen vor Ort geschehen, die eine Adaption benötigen. Auf diese Weise ergibt sich eine ideale Kombination zwischen Maßnahmen auf Netzbetreiberseite und solchen auf Kundenseite.

Das Projekt INEA untersuchte im Rahmen einer Sondierungsstudie, welche Endkundengeräte sich für Spannungsadaptionen vor Ort eigenen würden bzw. welche Technologien zur Netzspannungsrestauration zur Verfügung stehen und schätzte die Auswirkungen hinsichtlich Kosten, Einsparungen und Einfluss auf Treibhausgasemissionen ab. 

Dabei ging das Projekt INEA von folgendem Ansatz aus:

Spannungsqualitätsprobleme treffen vor allem jene Kunden, die weiter entfernt von Transformatorstationen gelegen sind. Firmenkunden sind aufgrund des zumeist deutlich höheren Leistungsbedarfs netztechnisch gesehen besser angebunden (da zumeist im unmittelbaren Bereich von Transformatorstationen angesiedelt) als Endkunden und landwirtschaftliche Betriebe abseits der Ballungszentren. In der Vorstudie wird nun die Eignung der Endkundengeräte bzw. Netzspannungsrestauratoren  für einen netzrobusten Betrieb aufgezeigt, die dadurch erzielbaren Verringerungen an Netzadaptionen und Netzregelvorgängen im Verteilnetz analysiert und auch wie sich die damit einhergehenden Einsparungen auf die CO₂ Bilanz auswirken.