Verteilnetz

Maschinenraum der Energiewende: Regelbarkeit im Niederspannungsnetz

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Einbau eines regelbaren Ortsnetztrafos. Quelle: MR Reinhausen

Ein Zubau von Solar- und Windanlagen allein macht noch keine Energiewende. Entscheidend ist, dass die Anlagen über ein Netz gemeinsam agieren. Für diese anspruchsvolle Aufgabe muss das bestehende Stromnetz umgebaut werden. Eine technische Lösung zur Steuerung der Niederspannungsebene bietet der regelbare Ortsnetztrafo. Die Geräte sind seit einigen Jahren am Markt aber noch nicht flächendeckend verbaut. Auf der Branchenmesse „e-World“ Anfang 2024 in Essen haben Unternehmensvertreter von ihren Erfahrungen mit den Anlagen berichtet. Ein ausführlicher Beitrag ist dazu in der Zeitschrift ew – Magazin für die Energiewirtschaft erschienen. 

Seit rund 15 Jahren sind die Betreiber der Stromverteilnetze massiv gefordert, Kapazitäten auszubauen und neue Kundenanlagen anzuschließen. Denn  Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen und Ladestationen für E-Mobilität bringen neue Anforderungen mit sich, für die die konventionellen Strukturen nicht ausgelegt sind.

Regelbare Ortsnetztrafos können weitere Kapazitäten erschließen

Mit einem Austausch einzelner Betriebsmittel innerhalb der Netzinfrastruktur lässt sich die Kapazität des Netzes erhöhen, ohne zusätzliche Leitungen zu verlegen.  So können durch einen Austausch der Transformatoren in den Ortsnetzstationen weitere Netzkapazitäten erschlossen werden. Solche neuen Regelbaren Ortsnetztrafos (rONT) werden schon von vielen Netzbetreibern eingebaut, sind aber noch nicht überall vorhanden.

Im Gegensatz zu einer Tiefbaustelle wird ein  Austausch eines Ortsnetztransformators wird in Öffentlichkeit kaum bemerkt: „Der rONT kann in eine bestehende Ortsnetzstation innerhalb eines Tages integriert werden. Dadurch kann der Betreiber in relativ kurzer Zeit das Verteilnetz modernisieren. Im Februar 2024 haben wir den 10.000sten rONT der dritten Generation ausgeliefert. Mehr als 150 Trafohersteller haben ihn bereits verbaut, und über 300 Betreiber weltweit setzen ihn ein“, berichtet Armin Vielhauer, Maschinenfabrik Reinhausen.

Die Grundidee: Das Internet of Things

Gut 15 Jahre liegen die Anfänge des rONT zurück. Damals galt das Internet of Things als bahnbrechendes System der Zukunft. Etwas ähnliches wurde auch für das Stromnetz gesucht, so dass sich dezentrale Anlagen automatisiert regeln können. Denn seit 2009/2010 ist es deutlich anspruchsvoller geworden, Spannungsqualität im Verteilnetz zu erhalten. Bereits zu dieser Zeit gab es durch die Förderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzt einen steigende Nachfrage nach zusätzlichen Netzanschlüssen für Photovoltaik und Windanlagen.

In Feldversuchen wurde 2009 erstmals die Wirksamkeit von regelbaren Ortsnetztransformatoren nachgewiesen. Bei diesen Pilotprojekten kamen noch konventionelle Stufenschalter in Ölschalttechnik zum Einsatz. Der Pilot wurde liebevoll „Lord Helmchen“ genannt und die Gestalt erinnerte mit einer Höhe von etwa 1,5 m an einen großen Hydranten. Mit diesen Abmessungen war der Schalter nur in sehr großen Transformatoren einsetzbar.

Der rONT passt in die vorhandenen Gebäude

Inzwischen ist die dritte Weiterentwicklung auf dem Markt. Das Bauvolumen und Gewicht wurde erheblich reduziert. Damit passt der Schalter in die bestehenden Gebäude. Aus dem Forschungsprojekt ist ein Standardbetriebsmittel geworden: „Inzwischen ist der Welt klar, was ein rONT tut. Die Technologie ist ausgeforscht und wird weltweit exportiert,“ berichtet Vielhauer.

Ausgeforscht: Branchenexperten zwischen dem Ausgangsentwurf „Lord Heimchen“ und dem heutigen rONT.

Die Netzbetreiber EAM und Avacon blicken zufrieden auf die gelungene Einführung der neuen Technologie. Aus Sicht von EAM werde dieses durch die hohe Zuverlässigkeit unterstützt. Um den rONT einzuführen, war im Unternehmen eine Änderung von Planungsrichtlinien notwendig und eine Begleitung der Inbetriebnahme durch einen Spezialisten.

Neue Technik findet Akzeptanz der Praktiker

Um Vorbehalte der Mitarbeiter gegenüber der neuen Technik abzubauen, wurden Pilotprojekte realisiert, Mustergeräte gefertigt und die Erkenntnisse daraus innerhalb geteilt. Der rONT trifft auch in anderen Ländern auf Interesse, die ihre Energienetze transformieren wollen. Aus Österreich berichtet Michael Pink, Kärnten Netz, dass die Technik bisher erst selten eingesetzt wird, aber die Notwendigkeit, das Netz auszubauen gleichermaßen vorhanden ist.

Technische Entkopplung der Netzebenen

Rein technisch wird über den rONt das Niederspannungsnetz vom Mittelspannungsnetz entkoppelt und der letzte Spannungsregelpunkt vom Umspannwerk in die Ortsnetzstation verlagert. Dabei funktioniert der rONT so, dass eine Steuer- und Regeleinheit kontinuierlich die Sekundärspannung misst. Ein Stufenschalter erhält ein Signal, um das Übersetzungsverhältnis anzupassen.

Der Vorteil des neuen Systems liegt darin, dass im Vergleich zur konventionellen Netzplanung deutlich größere Spannungsschwankungen sowohl in der Mittel- als auch Niederspannungsnetzen zulässig sind. Das lässt sich die Aufnahmekapazität für zusätzliche Lasten und Einspeiser erhöhen.

Option: Netzsteuerung von Lasten

Eine zusätzliche Option des rONT ist, dass sich die Steuer- und Regeleinheit mit SCADA-Systemen verbinden. So ist auch eine komplexere Netzsteuerung möglich und wichtige Betriebsparameter und Messwerte stehen nunmehr für Netzführungszwecke online zur Verfügung. Auch wenn bisher nicht jeder individuelle rONT gesteuert wird, ist diese Möglichkeit die Basis für eine künftige Steuerung von Lasten im Sinne nach § 14 a des Energiewirtschaftgesetzes.

www.reinhausen.com

Bildquelle: MR Reinhausen

Der vollständige Beitrag ist in ew 5/2024 erschienen.

Gastransporte im Pipelinesystem: Erdgas oder Wasserstoff?

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Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung, Open Grid Europe erläutert den Rechtsrahmen für Wasserstoffnetze

Ulrich Ronnacker: Wasserstoff ist ebenso ein Gas wie Erdgas Bildquelle: OGE

Wasserstoff soll ein zentrales Element der Energiewende werden. Aber wer darf diesen überhaupt liefern? Technisch ist der Betrieb von Wasserstoffnetzen durch die Gasnetzbetreiber erprobt, rechtlich bisher aber nicht vorgesehen. Fernleitungsnetzbetreiber wie das Unternehmen Open Grid Europe drängen darauf, ihr Geschäftsfeld erweitern zu dürfen.

Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung bei Open Grid Europe erläutert im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft, Ausgabe 1/2021 wie sich das deutsche Recht verändern muss, um für die Belieferung mit Wasserstoff eine Netzinfrastruktur aufzubauen. Diese könnte ähnlich dem heutigen Gasnetz Standorte in ganz Europa verbinden.

Wasserstoff aus erneuerbarem Strom – sogenannter grüner Wasserstoff – soll künftig eine CO2-freie Produktion von Gütern des täglichen Bedarfs ermöglichen. In der Chemie- und Stahlindustrie wird bereits mit dem Rohstoff und Energieträger geplant. Heute werden diese Unternehmen durch die Betreiber der Fernleitungsnetze mit Erdgas beliefert. Diese könnten künftig auch Wasserstoff durch ihre Leitungen schicken, wenn es dies die Rechtslage erlauben würde.

Sind Gasnetze automatisch Erdgasnetze?

Bisher ist im Energiewirtschaftsgesetz definiert, dass sich die Tätigkeit der Fernleitungsnetzbetreiber nur auf den Betrieb von Erdgasnetzen erstreckt, kritisiert Ronnacker. Vor gut zehn Jahren, als die entsprechende europäische Erdgasbinnenmarktrichtlinie in deutsches Recht umgesetzt wurde, sei das Thema Wasserstoff noch wenig präsent gewesen. Obwohl die EU vermerkt hatte, dass der Geltungsbereich auch andere Gase einschließe, wurde in der deutschen Formulierung durch die Vorsilbe „Erd“ die Anwendung in Deutschland stark eingeschränkt.

Aus alt mach neu: 450 km Wasserstoffnetz aus überwiegend vorhandenen Leitungen möglich

In der Hoffnung, dass sich die regulatorischen Vorgaben auch auf Wasserstoff erweitern lassen, haben die Fernleitungsnetzbetreiber bei der Bundesnetzagentur einen Vorschlag für ein Wasserstoffnetz im Jahr 2030 eingereicht: Nach dieser Modellierung könne schon Mitte des Jahrzehnts ein rund 450 km langes Wasserstoffnetz aufgebaut werden. Neu hinzu kämen dabei nur etwa 60 km Wasserstoff- sowie 19 km Erdgasleitungen, um einige Kunden umzuhängen. 90 Prozent des Wasserstoffnetzes könne durch eine Umstellung vorhandener Gasleitungen dargestellt werden.  Wenn der Begriff „Gas“ als Synonym für Erdgas und Wasserstoff verwendet würde, könnte die Bundesnetzagentur die Planungen der Fernleitungsnetzbetreiber für ein „Grünes Gasnetz 2030“ bestätigen.

Grüner Wasserstoff ist quasi eine andere molekulare Form von erneuerbarem Strom – mit dem Vorteil, dass nicht erst das Stromnetz ausgebaut werden müsse, erläutert Ronnacker. Dabei geht es nicht allein um die Versorgung der deutschen Produktionsstandorte. Ein europäischer oder sogar globaler Wasserstoffmarkt bedeute  langfristig wettbewerbsfähige Preise, auf die sich die Industrie einstellen könne.

Mischformen von Wasserstoff und Erdgas im Verteilnetz

Im Unterschied zu reinen Wasserstoffnetzen wird parallel über die Verwendung von Wasserstoff-Erdgas-Mischungen für den Wärmemarkt diskutiert.  Im Gasverteilnetz, das die Heizungsanlagen von Haushaltskunden versorgt, ist nach dem Regelwerk des Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) heute schon einen Wasserstoffanteil von bis zu 10 Prozent erlaubt. Viele Heizungsanlagen funktionieren sogar mit darüber hinausgehenden Wasserstoffanteilen, erläutert Ronnacker.

Ein solche  Wasserstoff-Beimischung für die an das Fernleitungsnetz angeschlossenen sei für Industriekunden hingegen nicht praktikabel. Industrieprozesse benötigten reine Gase, also entweder reinen Wasserstoff oder reines Erdgas, stellt Ronnacker klar. Zudem gebe es im europäischen Verbundsystem für den Gastransport einheitliche Standards für die Reinheit von Erdgas: Deutschland ist ein Transitland für die Lieferung von russischem Gas, das z.B. nach Frankreich, Italien und in die Niederlande fließt. Alle diese Abnehmer vertrauten auf eine gleichbleibende Qualität und eine hohe Versorgungssicherheit. Daher müsse das Fernleitung-Wasserstoffnetz technisch getrennt vom Erdgasnetz betrieben werden.

Machbarkeitsstudie für Modellprojekt  abgeschlossen

OGE hofft, dass sich die Rechtslage bald klärt. Im Projekt GET H2 Nukleus arbeitet das Unternehmen derzeit mit Partnern am Aufbau eines Teilbereiches des Wasserstoffnetzes von Lingen bis ins nördliche Ruhrgebiet. Bestehende Gasleitungen von OGE und Nowega werden auf den Transport von Wasserstoff umgestellt. Das Unternehmen RWE Generation beabsichtigt, über einen Elektrolyseur grünen Wasserstoff zu erzeugen. Kunden sind Evonik im Chemiepark Marl und die BP-Raffinerien in Lingen und Gelsenkirchen-Scholven. Der Zeitplan sieht vor, dass bereits 2023 der erste Wasserstoff durch die Leitungen fließen könnte. Eine Machbarkeitsstudie ist abgeschlossen und erste Ergebnisse der TÜV-Untersuchungen liegen vor.

Das komplette Interview mit Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung, Open Grid Europe, ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft 1/2021 erschienen.

www.oge.net

 

Elektrofahrzeuge als Stromspeicher

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Stromüberschüsse zum Fahren nutzen

Jorgen Pluym, Honda Motor Europe: Die Technik für netzdienliches Laden ist da. Bildquelle: Honda

Während der Parkdauer können elektrische Autos an das Stromnetz angeschlossen werden und Erzeugungsüberschüsse aus erneuerbaren Energien speichern. Technisch ist sogar umgekehrt möglich, dass die Batterie Strom ins Netz liefert. Hierzu läuft in Großbritannien ein gemeinsamer Modellversuch von Honda und dem Aggregator Moixa. Im Interview mit der Zeitschrift „EW – Magazin für die Energiewirtschaft“ erläutert Jorgen Pluym, Energy Management Project Leader, Honda Motor Europe, welche Perspektiven er für eine Markteinführung sieht.

Das Unternehmen Honda bietet seinen Kunden einen flexiblen Tarif zum Laden von Elektrofahrzeugen an, der Erzeugungsspitzen von erneuerbaren Energien berücksichtigt. Perspektivisch sollen weitere Dienstleistungen wie bidirektionales Laden hinzukommen. Unter dem Namen e:Progress bietet Honda einen ergänzenden Service für Kunden von Elektrofahrzeugen an. Dazu gehöre die Auswahl, Installation der Ladestation und ein flexibler Tarif, der den fluktuierenden Verlauf der Stromerzeugung aus Sonnen- und Windenergie berücksichtige, erläutert Pluym.

Variabler Stromtarif spiegelt Erzeugung durch Sonne und Wind

Der variable Stromtarif für die E-Fahrzeug-Kunden wird von den drei Partnern Honda, Moixa und Vattenfall gemeinsam bereitgestellt. Honda verkauft die Ladestation an den Kunden. Diese kann über das Internet oder das Mobilfunknetz kommunizieren. Der Aggregator Moixa steuert den Ladevorgang über eine Cloud und berücksichtigt sowohl die Informationen zum Stromangebot als auch das Ladeverhalten des Kunden. Vattenfall bietet einen Tarif, der sich nach den Preisveränderungen an den Großhandelsmärkten richtet. Ziel ist es, dass das Auto ausreichend Energie hat, wenn der Kunde es benötigt und genau dann lädt, wenn viel billige Energie im Netz ist, weil die erneuerbaren Energien große Mengen einspeisen.

Modellversuch in London: Autos liefern Strom ins Netz

In London betreibt Honda zudem einen Modellversuch, bei dem die Autos außerdem auch entladen werden, wenn mehr Strom im Netz benötigt als aktuell erzeugt wird. Geplant seien auch Demonstrationsprojekte in Deutschland, berichtet Pluym. Allerdings hänge dies von den regulatorischen Rahmenbedingungen ab. In Deutschland müsse jedes einzelne Gerät durch die Übertragungsnetzbetreiber präqualifiziert werden. Außerdem seien für den Ladevorgang Umsatzsteuer und weitere staatliche Abgaben zu zahlen. Das mache das Angebot schwierig.

In Deutschland sind noch einige Hürden zu nehmen

Bisher werde in Deutschland die Flexibilität in den Märkten von den Übertragungsnetzbetreibern bereit gestellt. Aber mit einem steigenden Anteil von erneuerbaren Energie erwartet Honda, dass die Verteilnetzbetreiber ebenfalls Möglichkeiten entwickeln, um das Netz zu stützen. Dann seien Gesetzesänderungen und Standards in Deutschland nötig, um einen variablen Tarif bundesweit anbieten zu können. Ein kleines Problem sei auch, dass es 900 Verteilnetzbetreiber in Deutschland gebe. In Frankreich gebe es einen, in Großbritannien sechs, in den Niederlanden vier.

Honda ist überzeugt, dass sich der Markt verändern wird. Derzeit werde viel erneuerbare Erzeugung abgeregelt, die eigentlich genutzt werden könnte. Wir akzeptieren daher auch noch geringe Margen, denn wir wollen da sein, wenn die Veränderungen kommen, so Pluym. In Großbritannien seien die Fluktuationen deutlich stärker ausgeprägt.

Das vollständige Interview ist in EW 5/2020 erschienen.

Bildquelle: Honda

https://www.honda.de/cars.html

Zum  Zusammenspiel von Verteilnetz- und Übertragungsnetz: Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

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Florian Gutekunst und Dr. Martin Konermann stellen die Flexibilisierung im Verteilnetz vor

Florian Gutekunst, TransnetBW und Dr. Martin Konermann, Netze BW, arbeiten gemeinsam an der Integration erneuerbarer Energien.

Rund 90 Prozent der erneuerbaren Erzeugung wird auf der unteren Spannungsebene in das Stromnetz eingespeist. Die fluktuierende Erzeugung kommt damit direkt auf einer Netzebene an, die bisher durch vorgelagerte Netzebenen versorgt wurde. Stabilisierungsmaßnahmen wie sie im Übertragungsnetz durch angeschlossene Großkraftwerken üblich sind, werden künftig auch im Verteilnetz benötigt. In meinem Beitrag für die Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft Ausgabe 2/2020 geht es um praktische Fragen des Netzbetriebs beim Austausch von Daten und die Zusammenarbeit von Netzbetreibern unterschiedlicher Spannungsebenen. 

Aus Sicht der Betreiber der Stromnetze bedeutet Energiewende, dass 500 Großkraftwerke in der Höchstspannungsebene durch 5 Millionen Kleinstanlagen auf den unteren Netzebenen ersetzt werden. Dadurch verändert sich die Einspeisehierarchie zwischen den Spannungsebenen. Frühere Aufgaben der Übertragungsnetzbetreiber werden auf die Verteilnetzbetreiber übertragen.

Strom aus erneuerbaren Energien ins Netz integrieren

Zur Koordination über die Spannungsgrenzen hinweg, haben die Netzbetreiber TransnetBW und Netze BW mit Partnern die Initiative Datenaustausch/Redispatch (DA/RE) entwickelt. „Bis 2050 müssen wir dreimal mehr erneuerbare Energien in das Netz integrieren als heute. Bisher ist diese Erzeugung schlecht regelbar. Insbesondere die wetterbedingt starken Volatilitäten führen zu Überlastungssituationen. Daher brauchen wir mehr Transparenz und Aktorik in der Niederspannung“, berichtet Martin Konermann, Geschäftsführer, Netze BW.

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Weniger Netzausbau durch Spitzenkappung

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Wieviel Netzinfrastruktur ist genug? Und wieviel ist zu viel und damit zu teuer? Netzbetreiber müssen immer wieder eine Balance finden zwischen der Drosselung von Windrädern bei extrem viel Wind und dem zusätzlichen Ausbau der Transportkapazitäten. In der ostfriesischen Gemeinde Krummhörn erprobt der  Verteilnetzbetreiber EWE NETZ die Kappung von Erzeugungsspitzen, wie sie im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vorgesehen ist. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Jan Adrian Schönrock aus dem Bereich Netzentwicklung Strom bei EWE NETZ erste Erfahrungen.

Der Standort des Unternehmens ist bekannt für den  hohen Anteil an Windenergie. Schönrock berichtet von einen Anteil von 234 Prozent erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, wovon ein großer Anteil durch Windanlagen geliefert werde. An den Transformator in Manslagt im Landkreis Aurich, wo wir der flexiblen Umgang mit Erzeugungsspitzen erprobt wird, sind 140 Erzeugungsanlagen angeschlossen.

Da die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien mit der Wettersituation stark schwankt ist die richtige Dimensionierung des Netzes nicht einfach. Ein Ausbau des Verteilnetzes bis zur letzten Kilowattstunde sei nicht sinnvoll, so Schönrock.  Wenn nicht jeder Sturm mitgenommen werden müsse, an wenigen Tagen des Jahres berücksichtigt werden müsse, könnten insgesamt mehr Anlagen angeschlossen werden.

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Kein Infrastruktursystem wird bis zur Belastungsspitze ausgebaut

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IMG_1525Wieviel Stromleitungen brauchen wir in Deutschland? Über diese Frage wird viel gestritten, denn jeder km neue Leitung kostet Geld und sorgt für Missstimmung bei den Anwohnern. Dass nicht für jede überschüssige Kilowattstunde aus erneuerbaren Energien auch Transportkapazität zur Verfügung stehen muss, erläutert Dr. Henning Schuster, E-Bridge Consulting im Interview mit der Zeitschrift ew – Magazin für die Energiewirtschaft.

In einer Studie hat E-Bridge analysiert, wie der Netzausbau in optimaler Weise aussehen könnte. Ein großer Effekt auf den Investitionsbedarf und die Kosten ergibt sich, wenn das Netz nicht bis zur Aufnahme der letzten Kilowattstunde ausgebaut wird und Erzeugungsspitzen einfach gekappt werden. Kein Infrastruktursystem ist bis zur letzten Belastungsspitze ausgebaut: Auf unseren Straßen kommt es selbstverständlich zu Staus und an Silvester stehen auch nicht genügend Telefonleitungen für die Neujahrswünsche zur Verfügung.

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