Schlussbericht - RWTH Aachen University · 2017-07-06 · 0 . Schlussbericht Smart Area Aachen:...

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Schlussbericht Smart Area Aachen:

Intelligente Ortsnetzstation – System- und messtechnische Untersuchungen zum

Vorteil von intelligenten Ortsnetzstationen

Schlussbericht FKZ 03ET7007B Verbundprojekt Smart Area Aachen Intelligente Ortsnetzstation – System- und messtechnische Untersuchungen zum Vorteil von intelligenten Ortsnetzstationen Zuwendungsempfänger: Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. (FGH)

Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren.

I




Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis ............................................................................................................................ I

Abbildungsverzeichnis ................................................................................................................... II

Tabellenverzeichnis ........................................................................................................................ II

Literaturverzeichnis ....................................................................................................................... III

Kurzdarstellung ..................................................................................................................... 6 I.

Voraussetzungen der Vorhabendurchführung ......................................................................... 7 I.1.

Planung und Ablauf des Vorhabens ........................................................................................ 8 I.2.

Wissenschaftlicher und technischer Stand, an den angeknüpft wurde ................................... 22 I.3.

Zusammenarbeit mit anderen Stellen .................................................................................... 25 I.4.

Eingehende Darstellung ..................................................................................................... 27 II.

II.1. Verwendung der Zuwendung und des erzielten Ergebnisses im Einzelnen, mit Gegenüberstellung der vorgegebenen Ziele .......................................................................... 27

II.2. Erzielte Ergebnisse ............................................................................................................... 27

II.3. Gegenüberstellung mit vorgegebenen Zielen ........................................................................ 28

II.4. Wichtigste Positionen des zahlenmäßigen Nachweises ........................................................ 29

II.5. Notwendigkeit und Angemessenheit der geleisteten Arbeit ................................................... 29

II.6. Voraussichtlicher Nutzen, insbesondere Verwertbarkeit des Ergebnisses im Sinne des fortgeschriebenen Verwertungsplanes .................................................................................. 29

II.7. Während der Durchführung des Vorhabens dem ZE bekannt gewordene Fortschritte auf dem Gebiet des Vorhabens bei anderen Stellen ........................................................................... 30

II.8. Erfolgte oder geplante Veröffentlichungen der Ergebnisse .................................................... 30

Zusammenfassung und Unterschrift ................................................................................. 33 III.

Separate Anlagen ................................................................................................................ 34 IV.

Berichtsblatt / Document Control Sheet ................................................................................. 34

Erfolgskontrollbericht ............................................................................................................. 34

Verwendungsnachweis / Zahlenmäßiger Nachweis ............................................................... 34

II




Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Beispiel für den Spannungsverlauf entlang eines Stichs unter unterschiedlichen

Lastflussbedingungen 6

Abbildung 2: Schematischer Aufbau einer intelligenten Ortsnetzstation mit Spannungsregelung über einen Stufenschalter 9

Abbildung 3: Grundlegendes Modell mit Werten für Spannungsbeobachtung 10

Abbildung 4: Entstörungsprozess mit Betriebspersonal 11

Abbildung 5: Fehlereingrenzung mit Kurzschluss-/Erdschlussanzeigern 12

Abbildung 6: Fehlereingrenzung mit zusätzlicher Entfernungsinformation 12

Abbildung 7: Anstieg der Anschlusskapazität für DEA durch Spannungsregelung in ländlichen NS Netzen (a) und Schaltoperationen am rONT in exemplarischem Netz (b) 13

Abbildung 8: Exemplarisches ländliches Mittelspannungsnetz (a) und mittlere Fehlerklärungszeit unterschiedlicher Ausstattungen der Stationen (b) 14

Abbildung 9: Prüfinfrastruktur für Schutz- und Leitgeräte 15

Abbildung 10: Prüfergebnisse – selektive Fehlereingrenzung (Laborumgebung) 16

Abbildung 11: Topologie des im Niederspannungsprüffeld nachgebildeten Netzes 16

Abbildung 12: Aufbau der Prüfstrecke im Mittelspannungsprüflabor 17

Abbildung 13: Ortsnetz Simmerath, Auf der Hof, mit Spannungsanhebungen und Spannungsabfällen im Niederspannungsnetz 19

Abbildung 14: Übersicht Verbundprojekte "Smart Area Aachen" 26

Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Beschreibung der Auswahlkriterien anhand der Schlüsselfunktionalität einer

intelligenten Ortsnetzstation 18

III




Literaturverzeichnis [1] Unger, C.: Versorgungsqualität im Umfeld sich verändernder Struktur; Life Needs Power, 2007

[2] Engels, K, Montebaur, A.: Versorgungsqualität im internationalen Vergleich; ETG Fachbericht 79, VDE Verlag GmbH, Berlin, 1999

[3] Forschung für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung - Das 6. Energieforschungsprogramm der Bundesregierung, http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/E/6-energieforschungsprogramm-der-bundesregierung,property=pdf,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf, Stand: 03.01.2012

[4] Brandl, M.; Hunger, T.; Meuser, M.; Schacht, D.: Verbesserte Netzintegration von Erzeugungseinheiten ohne Netzstrukturausbau, FGH-Fachtagung "Erzeugungsanlagen in Mittel- und Niederspannungsnetzen", 18. - 19. Juni 2009 in Heidelberg

[5] Lemmer, S., Netzschutz in Systemen mit dezentraler Energieerzeugung, ETG-Fachbericht 78: Verteilnetze mit dezentralen Stromerzeugungsanlagen, VDE Verlag, 1999

[6] Bendrat, M., Christ, T., Heinz, M., Ronsdorf, D.: Spannungsbandproblematik in Niederspan-nungsnetzen mit dezentraler Einspeisung aus Solaranlagen, ew 25-26 (2007), S. 48-51

[7] Pressemitteilung von Maschinenfabrik Rheinhausen (MR) vom 16.12.2010: MR macht Orts-netztransformatoren regelbar; http://www.reinhausen.com/de/desktopdefault.aspx/tabid-42/16_read-3289/ (Stand 15.02.2011)

[8] http://www.reinhausen.com/de/desktopdefault.aspx/tabid-42/16_read-3701

[9] Hammerschmidt, T. et al.: Netze für die Stromversorgung der Zukunft – Grids for Future Electricity Supply, VDE Kongress Leipzig, 2010

[10] Kritschker, A., Ratsch, P.: Alter Hut hilft gegen neue Probleme; ZfK–Zeitung für kommunale Wirtschaft, Seite 26, Mai/2011

[11] Hinz, A.: Intelligente Trafostation regelt Ökostrom, Pressemitteilung von Maschinenfabrik Rheinhausen (MR) vom 14.06.2011, http://www.reinhausen.com/de/desktopdefault.aspx/tabid-42/16_read-3644/, Stand 22.06.2011

[12] Renner, C.: Vattenfall automatisiert Netzstationen im Mittelspannungsnetz in Berlin und Hamburg, Netzpraxis, Jg. 49, 2010, Heft 7-8

[13] Schobert, R.: Regeleinrichtung für Ortnetztransformatoren, FNN-ETG Tutorial Schutz- und Leittechnik 2010

[14] Degner, T. et al: Aufbau eines Referenzlabors für neue Netzkomponenten und Netzbetriebs-mittel, Statusseminar „Stromwirtschaftliche Schlüsselelemente – Speicher, Netze, Integration“, 6. April 2011, Bonn (nicht öffentlich)

[15] Federlein, S., et al: Prüf- und Qualifizierungszentrum für Elektrofahrzeuge im Netzverbund, Statusseminar „Stromwirtschaftliche Schlüsselelemente – Speicher, Netze, Integration“, 6. April 2011, Bonn (nicht öffentlich)

IV




[16] Degner, T.: Mehr Photovoltaik ans Netz! - Möglichkeiten der aktiven Spannungsregelung im Niederspannungsnetz zur Erhöhung der Aufnahmefähigkeit für Photovoltaik-Anlagen, 26. Symposium Photovoltaische Energie Bad Staffelstein, 02.-04. März 2011

[17] Kruschel, W., et al: Dezentrale Spannungsregelung in intelligenten Niederspannungs-netzen - Leistungselektronische Komponenten zur Erhöhung der Aufnahmekapazität für erneuerbare Erzeugungseinheiten, VDE ETG Kongress 2011, Würzburg, 8.-9.11.2011

[18] Borchard, T. et al: Spannungsregelungsstrategien für Verteilungsnetze - Netzplanung und dezentrale Energieversorgung, ew 5, 2011

[19] Hammerschmidt, T. et al: Praxisgerechte Anwendung innovativer Netzkonzepte mittels Grenzkurvenanalyse zur Unterstützung von Netzplanungsvorgängen, VDE ETG Kongress 2011, Würzburg, 8.-9.11.2011

[20] http://www.aktive-netzstation.,Stand 03.08.2011

[21] Brückl, O.: Der Regelbare Ortnetztransformator zur optimalen Integration erneuerbarer Energien, EW Expertenforum „Intelligente Netzstation“, 22.11.2011

[22] http://www.ehomeprojekt.de, Stand 02.01.2012

[23] Maschinenfabrik Rheinhausen – Intelligente Systemlösungen für Verteilnetze, http://www.reinhausen.com/de/Portaldata/1/Resources/microsites/pd/817_270511_small.pdf (Stand 20.08.2011)

[24] Hammerschmidt, et al: Einsatz von geschlossenen Mittelspannungsringen zur dynamischen Netzoptimierung, ew 13, 2011

[25] Borchard, Weitbereichs-Spannungsregelung in elektrischen Verteilnetzen, Life Needs Power 2011, Energieforum auf der Hannover Messe, 4. – 7. April 2011

[26] Benz, T., et al.: Weitbereichs-Spannungsregelung in elektrischen Verteilnetzen, ew 17-18 (2011), Veröffentlichung am 22.08.2011

[27] Bäsmann, R.: Aspekte der Spannungsqualität bei der Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen ins Verteilnetz, VDE-Kongress, München, November 2008

[28] Brunner, H. et al DG DemoNetz – Konzept Aktiver Betrieb von elektrischen Verteilnetzen mit hohem Anteil dezentraler Stromerzeugung – Konzeption von Demonstrationsnetzen, Studie im Auftrag des Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie, Österreich http://www.nachhaltigwirtschaften.at/results.html/id4349, Stand 27.07.2011

[29] Benhabib, M.C., Harmonic effects caused by large scale PV installations in LV networks, 9th International Conference, Electrical Power and Quality and Utilization, Barcelona / Spanien, 9.-11. Oktober 2007

[30] Blanco, A.M., Effects of High Penetration of CFLs and LEDs on the Distribution Networks, 14th International Conference on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), Bergamo, 2010, 26.-29. September 2010

V




[31] Gwisdorf, B. et al: Technical and economic evaluation of voltage regulation strategies for distribution grids with a high amount of fluctuating dispersed generation units, 2010 IEEE Conference on Innovative Technologies for an Efficient and Reliable Electricity Supply, Boston, 27.-29.09.2010

[32] Melzer, H.; Druml, G.: Erdschlusserfassung und dezentrale Erzeugung, FNN/ETG Tutorial Schutz- und Leittechnik, Ulm, 2010

[33] Druml, G. et al: Moderne einfache Sensoren für die Kurzschluss- und Erdschlussortung, FNN/ETG Tutorial Schutz- und Leittechnik, Ulm, 2010

[34] Andrea, W.: Erdschlusssuche im Mittelspannungsnetz in der Praxis, ETG Tagung Sternpunktbehandlung, Erfurt, 2011

[35] Tengg, C et al: Neue Erdschluss-Ortungsverfahren im Praxistest, ETG Tagung Sternpunktbehandlung, Erfurt, 2011

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Kurzdarstellung I.Dass mehr und mehr erneuerbare Energie und Energie aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen in die

Verteilnetze eingespeist wird, stellt ganz andere Anforderungen an diese Netze. Denn sie müssen

neben der Energie aus den bisher zur Verfügung stehenden Energiequellen heute auch noch die

eingespeiste Energie aufnehmen und weiterleiten. Da die Netzbetreiber nicht nur mit einer adäqua-

ten Spannungsqualität und Versorgungszuverlässigkeit die Endkunden zu versorgen haben,

sondern auch weiterhin dem Effizienzvergleich unterliegen, stellt sich die Frage, welche Innovatio-

nen geeignet sind, um eine effiziente Netzinfrastruktur zu realisieren, die alle technischen Randbe-

dingungen erfüllt. Zu erwarten ist, dass sich solche Innovationen insbesondere in Ortsnetzstationen

als Schnittstelle von Mittel- und Niederspannungsebene finden werden.

Abbildung 1: Beispiel für den Spannungsverlauf entlang eines Stichs unter unterschiedlichen Lastflussbedingungen

Zielsetzung

Im Projekt „Intelligente Ortsnetzstationen“ oder kurz i3S (Intelligent Secondary Substation) sollten

alternative Funktionalitäten und Gesamtkonzepte im Hinblick auf Netzbeobachtbarkeit, Spannungs-

regelung und Fehlererkennung für eine „intelligente Ortsnetzstation“ identifiziert, analysiert und

entwickelt sowie auf ihre Einsatzmöglichkeiten und ihre Effizienz quantitativ bewertet werden.

Daraus wurden Prototypen einer intelligenten Ortsnetzstation in verschiedenen Ausbaustufen

entwickelt – von der kompletten Kompaktstation bis zum sekundärtechnischen Nachrüstpaket für

bestehende Stationen. Die Lösungskonzepte für die Netzbeobachtung, Spannungsregelung und

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Fehlererkennung sollen sowohl im Testlabor als auch im realen Netz einem Praxistest unterzogen

und validiert werden.

Die Schwerpunkte liegen hier auf der Spannungsregelung, der Spannungsbeobachtung, der

Fehlererkennung und der Fehlerortung in Mittelspannungsnetzen.

Beim Thema Spannungsregelung soll die Frage beantwortet werden, wie eine intelligente

Ansteuerung auf Basis der in der Station erfassten Messwerte aussehen könnte und welchen Vorteil

solch eine Ansteuerung gegenüber einer reinen Sollwertvorgabe für die Spannung aufwiese. Dafür

sind Lösungen auszuarbeiten, die mögliche Messgrößen, Schätzfunktionen und Reglerinstanzen

umfassen und sich in oder an der Ortsnetzstation realisieren lassen. Zudem soll geprüft werden:

Stimmen die geschätzten Spannungswerte für das Niederspannungsnetz auf Basis einer einmaligen

Netzberechnung des Netzes in Verbindung mit realen Messwerten aus der Ortsnetzstation

hinreichend genau mit den realen Messwerten an den Schlechtpunkten im Niederspannungsnetz

überein, um Messungen im Niederspannungsnetz überflüssig zu machen? Außerdem soll geprüft

werden, ob eine intelligente Ansteuerung die Schaltvorgänge einer regelbaren Instanz reduzieren

und die Betriebsmittel schonen kann.

Für den zuverlässigen und effizienten Netzbetrieb ist es von großer Bedeutung, Fehler im

Mittelspannungsnetz zu erkennen und zu orten. Hier gilt es, festzustellen, welche Verfahren sich für

den Einsatz in der Praxis eigenen und ob sich Fehlerart und Fehlerort zuverlässig ermitteln lassen.

Außerdem sollte erforscht werden, wie viel Zeit bei der Entstörung eingespart werden kann. Es

sollten nicht nur die neuen Funktionen validiert, sondern auch Betriebserfahrungen mit den neuen

Betriebsmitteln gesammelt werden, die Rückschlüsse auf zukünftige Trainingsmaßnahmen und

Anforderungsprofile des Betriebspersonals zulassen.

Aus wissenschaftlicher Sicht sollen die fundierten Ergebnisse aus Simulationen, Labor- und

Feldtests Rückschlüsse zum allgemeinen Nutzen von intelligenten Ortsnetzstationen in zukünftigen

Verteilnetzen liefern, die in Veröffentlichungen diskutiert werden können. Außerdem sollen die

Ergebnisse als Grundlage für weiterführende Forschungsaktivitäten dienen.

Voraussetzungen der Vorhabendurchführung I.1.

Die FGH ist eine gemeinnützige Forschungseinrichtung der Elektrizitätswirtschaft und Elektro-

industrie mit dem Ziel, Kompetenz und praxisorientiertes Fachwissen gemeinsam mit ihren Mitglie-

dern zu entwickeln und vorzuhalten. Der Verein bündelt in seiner Mitgliederstruktur die deutschen

Übertragungsnetzverteiler, überregionale Verteilungsnetzverteiler sowie Hersteller der Anlagen-

technik im Primär- und Sekundärbereich. Die Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und

Stromwirtschaft e.V. (FGH) ist Mitglied in der Arbeitsgemeinschaft industrieller Forschungsgemein-

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schaften (AiF) „Otto von Guericke“. In zahlreichen öffentlich (AiF, BMWi, EU, etc.) geförderten wie

Auftragsforschungsprojekten beschäftigt sich die FGH einerseits mit mit netztechnischen System-

studien und andererseits mit primär- und sekundärtechnischen Komponenten und Betriebsmitteln.

Planung und Ablauf des Vorhabens I.2.

Die identifizierten Funktionalitäten einer i3S umfassen wie in Kapitel I Kurzdarstellung beschrieben

die zielgerichtete Spannungsregelung auf der Niederspannungsebene unter Berücksichtigung der

Eigenschaften des unterlagerten Niederspannungsortsnetzes und eine erweiterte Fehlererkennung

auf der Mittelspannungsebene.

Spannungsregelung und Spannungsbeobachtung

Da immer mehr Strom dezentral erzeugt wird (etwa in PV-Anlagen, kleineren Windenergie- und

Biogasanlagen mit Einspeisung direkt ins Niederspannungsnetz), nehmen auch die Anforderungen

an die Spannungsqualität in den Verteilnetzen zu. Um die Spannungserhöhung auszugleichen,

stellen spannungsregelnde Betriebsmittel eine Lösung dar. Eine Regelung erfordert Messtechnik,

um den Istzustand zu erfassen. Relevant ist jedoch nicht die Spannung an der Netzstation mit

einem regelbaren Ortsnetztransformator oder einer Leistungselektronik, sondern die Spannung bei

den Kunden/Netzanschlüssen. Dort kann die Spannung nur mit großem Aufwand erfasst werden.

Deshalb wurde neben unterschiedlichen Regelalgorithmen ein Verfahren zur Spannungs-

beobachtung im Niederspannungsnetz entwickelt.

Im Niederspannungsnetz kann die Spannung über das komplette Spannungsband von ± 10 % aktiv

geregelt werden, indem man eine regelnde Instanz in der Ortsnetzstation installiert. Dadurch wird

das nachgelagerte Niederspannungsnetz vom Mittelspannungsnetz entkoppelt und kann optimal auf

die Lastsituation im Niederspannungsnetz reagieren. Im Projekt „Intelligente Ortsnetzstation“

getestet wurden ein auf Leistungselektronik basierender Spannungsregler und die Spannungs-

regelung mit Verteilnetztransformatoren mit integriertem Stufenschalter.

Für die Steuerung der spannungsregelnden Einheit in der Ortsnetzstation wurden alternative

Ansteuerungskonzepte ausgearbeitet und auf einer fernwirktechnischen Einheit implementiert. Dafür

wurde ein modulares Konzept unter dem Namen FIONA (flexible intelligente Ortsnetzautomati-

sierung) entwickelt, die Kernkomponente der intelligenten ONS. FIONA bietet eine Lösung für

Messung, Überwachung, Steuerung, Regelung und Spannungsbeobachtung in der Ortsnetzstation.

Außerdem kann FIONA über traditionelle Kommunikationsmedien wie Signalkabel oder (Mobil-)

Funk an die Netzleitstelle angebunden werden und ermöglicht so einen Fernzugriff auf die Station.

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Die folgende Abbildung zeigt eine Übersicht des Aufbaus einer intelligenten Ortsnetzstation.

Abbildung 2: Schematischer Aufbau einer intelligenten Ortsnetzstation mit Spannungsregelung über einen Stufenschalter

FIONA erhält Messwerte aus der Ortsnetzstation und wertet diese aus. Auf Basis der ausgewerteten

Daten ergibt sich ein Sollwert für die spannungsregelnde Einheit, der abschließend an diese Einheit

übergeben wird.

Als elektrische Messgrößen werden in der Ortsnetzstation die Spannung, Leistungsflüsse am Trans-

formator und an den einzelnen Niederspannungsabgängen gemessen. Darüber hinaus werden in

die verschiedenen implementierten Regelalgorithmen weitere Größen einbezogen, wie z.B. die

Lichtintensität zur Abschätzung der Solareinspeisung, der Wind zur Abschätzung der Windein-

speisung oder die Außentemperatur zur Abschätzung der Einspeisung aus Kleinstkraftwerken oder

zur Abschätzung des Verbrauchs von Elektroheizungen und Wärmepumpen.

Neben den verschiedenen Regelalgorithmen ist auf FIONA auch der Spannungsbeobachter imple-

mentiert. Er wurde entwickelt, um Ortsnetze, in denen kritische Spannungsanhebungen auftreten,

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besser beurteilen zu können. Mit dem Spannungsbeobachter kann man die Werte im Nieder-

spannungsnetz beobachten, ohne in diesem eine Messung vornehmen zu müssen.

Anhand der in Abbildung 3 beschriebenen Parameter wird der maximale Spannungswert im Orts-

netz ausgegeben. Dargestellt ist ein vereinfachtes Modell eines Ortsnetzes, das aus dem Mittel-

spannungsnetz über einen Ortsnetztransformator gespeist wird. Grundsätzlich gilt es, zwei Typen

von Parametern zu unterscheiden. Zum einen sind das in das Programm eingetragene Werte, die

durch Nachbilden des Netzes in einem Netzberechnungsprogramm ermittelt werden, und zum

anderen sind das Messwerte in der ONS.

Abbildung 3: Grundlegendes Modell mit Werten für Spannungsbeobachtung

Die grün eingefärbten Daten entsprechen dem berechneten „Fingerabdruck“ des Ortsnetzes und die

hellblauen den Messwerten aus der intelligenten Ortsnetzstation. ∆uref entspricht der Spannungs-

anhebung im Ortsnetz, Pref ist die Summenleistung der Einspeisung und ∆ustich die Spannungsan-

hebung in einem Stich. Die benötigten Messwerte sind UNS,ONS, das der Spannung auf der

Niederspannungsseite an den Sammelschienen in der ONS entspricht, sowie PTr, der Leistungs-

fluss. Anhand dieser Größen kann mithilfe von in FIONA hinterlegten Gleichungen die kritische

Spannung ermittelt werden. Im Bedarfsfall kann dann ein Regelungsimpuls an die verbaute

regelbare Einheit gegeben werden. Über diesen kann die Spannungsregelung individuell auf das

jeweilige Ortsnetz abgestimmt werden. Das ermöglicht einen präziseren Eingriff im Vergleich zur

reinen Messung in der Ortsnetzstation.

Fehlererkennung und Fehlerlokalisierung

Vor dem Hintergrund einer zunehmenden Beanspruchung der Verteilungsnetze durch dezentrale

Erzeugungsanlagen (DEA) steigen die Anforderungen an eine selektive und schnelle Fehlerein-

grenzung. Während bislang dadurch eine hohe Versorgungsqualität gewährleistet werden konnte,

dass der Einsatz des Betriebspersonals (Abbildung 4) optimiert wurde, kann in Zukunft die

Modernisierung der bestehenden Anlagentechnik in einzelnen Ortsnetzstationen die Rahmenbedin-

gungen für ein automatisiertes Störungsmanagement schaffen und damit auch einen wesentlichen

Beitrag zur Energiewende leisten. Dazu zählen vor allem die kommunikationstechnische

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Erschließung von ausgewählten Stationen sowie die prozesstechnische Erweiterung um Fern-

diagnose und Fernsteuerung. So kann ein Störungsmanagement sowohl durch die Netzleitstelle

gezielt koordiniert werden als auch möglichst automatisiert ablaufen. Darüber hinaus müssen

auftretende Netzfehler, wie etwa Kurzschlüsse auf Kabelstrecken, zuverlässig eingegrenzt werden

können, um die freizuschaltenden Betriebsmittel eindeutig zu identifizieren und geeignete Schalt-

maßnahmen für die Wiederversorgung treffen zu können. Grundsätzlich zu vermeiden sind dabei

aufwendige Suchschaltungen, die auch eine zusätzliche Belastung für volatile Teilkomponenten wie

etwa Muffen bedeuten können.

Abbildung 4: Entstörungsprozess mit Betriebspersonal

Da die dezentralen Erzeuger im Kurzschlussfall einen Fehlerstrom einspeisen, müssen die in den

Ortsnetzstationen installierten Fehleranzeiger Informationen zur Fehlerrichtung bereitstellen (Abbil-dung 5). Für eine zuverlässige Richtungsinformation wird üblicherweise der Phasenwinkel von

Strom und Spannung verwendet, sodass es sinnvoll ist, die Ortsnetzstationen messtechnisch um

eine Spannungsmessung zu erweitern.

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Abbildung 5: Fehlereingrenzung mit Kurzschluss-/Erdschlussanzeigern

Kommt es jedoch zu einer Störung der Kommunikationsverbindung oder einem technischen

Versagen des Fehleranzeigers, ist die Selektivität der Fehlereingrenzung gefährdet. Daher besteht

der Anspruch, über einzelne Stationen hinweg den Fehlerort bestimmen zu können. Um auch in

einem solchen Szenario den freizuschaltenden Netzbereich zu minimieren, bietet – zusätzlich zur

Fehlerrichtung – auch eine Entfernungsangabe (Abbildung 6) wertvolle Informationen für die

Schaltplanung der Netzleitstelle. Da bereits für die Fehlerrichtung eine Spannungsmessung vorge-

sehen ist, kann diese zusammen mit der Messung des Fehlerstroms herangezogen werden, um die

Fehlerentfernung abzuschätzen. Dazu wird (vergleichbar mit dem Distanzschutzverfahren aus der

Hochspannung) anhand einer Impedanzberechnung der Fehlerschleife und der bekannten Leitungs-

impedanz die Distanz zum Fehlerort ermittelt.

Abbildung 6: Fehlereingrenzung mit zusätzlicher Entfernungsinformation

Das Verfahren zur selektiven Fehlereingrenzung wurde auf einer bestehenden Hardwareplattform

implementiert und mit einem Echtzeitsimulator für dynamische Netzsimulationen getestet.

Ermittlung des theoretischen Potentials der neuen Funktionalitäten mittels Simulationen

Um die technisch-wirtschaftlichen Anwendungsfälle der entwickelten Funktionalitäten für die

gesamte Bandbreite potenzieller Versorgungsaufgaben herauszuarbeiten und darzustellen, wurden

die wesentlichen Eigenschaften der Funktionalitäten im Projektteam gemeinsam definiert und

Modelle sowie Verfahren entwickelt, um diese Funktionalitäten abzubilden und anhand von Zeit-

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reihenrechnungen und Simulationen des Störungsbeseitigungsprozesses zu bewerten. Zur

Durchführung der Simulationen wurde das Netzberechnungsprogram INTEGRAL verwendet.

Spannungsregelung auf Basis des Spannungsbeobachters

Die Ergebnisse der Simulationen der Spannungsregelung haben gezeigt, dass sich vor allem in

ländlichen und bestimmten städtischen Versorgungsaufgaben das vorgeschlagene Spannungs-

regelungskonzept in der i3S positiv auf die höchstzulässige Anschlussleistung von dezentralen

Erzeugungsanlagen (DEA) auswirkt. Die Steigerung der höchstzulässigen Anschlussleistung hängt

dabei neben der Versorgungsaufgabe auch immer von der Netztopologie und von der Verteilung der

Erzeugungsanlagen im Netz ab. Die Abbildung 7 a) zeigt exemplarisch den Anstieg an Anschluss-

kapazität aufgrund einer höheren zulässigen Spannungsanhebung durch Spannungsregelung in

ländlichen NS-Netzen. Zusätzlich zu der Simulation unterschiedlicher Versorgungsaufgaben wurden

jeweils drei verschiedene Szenarien bewertet, in denen der Anteil der Hausanschlüsse, an denen

eine DEA angeschlossen ist, von 10 % („10 % DEA“) der Hausanschlüsse auf 35 % („35 % DEA“)

und 60 % („60 % DEA“) angehoben wurde.

Für den in der Abbildung dargestellt NS-Netztyp kann in 50 % der analysierten Netze die Anschluss-

kapazität für DEA um ca. 80 %, gesteigert werden, wenn man am Ortsnetztransformator einen

Laststufenschalter vorsieht. Der neue von den Projektpartnern entwickelte Steuerungsalgorithmus

führt im Test nicht nur zu einer besseren Ausnutzung des zulässigen Spannungsbandes, sondern

auch zu einem beruhigten Betrieb des Laststufenschalters. Im Vergleich zu einem Standardalgo-

rithmus, der die Spannung an der Sekundärseite des Ortsnetztransformators konstant hält, konnten

in der Simulation (wie Abbildung 7 b) zeigt) die Schaltoperationen in einem exemplarischen Netz

um ca. 93 % reduziert werden.

Abbildung 7: Anstieg der Anschlusskapazität für DEA durch Spannungsregelung in ländlichen NS Netzen (a) und Schaltoperationen am rONT in exemplarischem Netz (b)

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Einfluss der Fehlererkennung auf die Wiederversorgungszeit

Die Ergebnisse der Simulation des Störungsbeseitigungsprozesses haben gezeigt, dass die Fehlerklärungsdauer bei Störungen auf der Mittelspannungsebene durch die erweiterte Fehler-erkennung in der i3S reduziert werden kann. Besonders bei weit ausgedehnten Netzen und in Netzen mit einer hohen Dichte an Ortsnetzstationen kann der Einsatz der Fehlererkennung vorteilhaft sein. In Abbildung 8 a) sind zwei exemplarische Abgänge eines ländlichen MS-Netzes mit unterschiedlichen Betriebsmitteln für die Fehlerortung und Fehlerklärung sowie Ergebnisse zu diesen Abgängen dargestellt.

Abbildung 8: Exemplarisches ländliches Mittelspannungsnetz (a) und mittlere Fehlerklärungszeit unterschiedlicher Ausstattungen der Stationen (b)

Um den Vorteil der Fehlerortungsfunktion im Wiederversorgungsprozess zu bestimmen, wurden drei Szenarien simuliert. Die Szenarien sollten dabei aufzeigen, welchen Einfluss die Ausstattung der MS-Netze mit unterschiedlichen Betriebsmitteln zur Fehlerortung und Fehlerklärung auf die Wiederversorgungszeit hat. Im „Szenario 1“ wurde daher die Wiederversorgungszeit für einen Fall berechnet, in dem nur Fernmeldungen von gerichteten Kurzschlussanzeigern berücksichtigt werden. Im „Szenario 2“ wird außer ferngemeldeten Kurzschlussanzeigern auch Fernwirktechnik an ausgewählten ONS im Abgang abgebildet. Im dritten Szenario schließlich wurde die neu entwickelte Fehlerortung zusammen mit Fernwirktechnik in einer zentralen intelligenten ONS im Abgang simuliert. Die Ergebnisse in Abbildung 8 b) zeigen: In „Abgang 2“ des exemplarischen Netzes führt der Einsatz der Fehlerortungsfunktion der i3S zu einer signifikanten Reduktion der mittleren Wiederversorgungszeit von 50 % im Vergleich zur Ausstattung der ONS nur mit Fernwirktechnik führt. Denn Fehler vor allem im komplexeren hinteren Bereich des Abgangs können über diese Ausstattung vom Servicepersonal schneller lokalisiert werden.

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Prüfung der Entwicklungen im Labor

Die auf einer bestehenden Hardwareplattform implementierten Funktionen zur Fehlererkennung und

selektiven Fehlereingrenzung wurden unter Verwendung einer Prüfinfrastruktur für Schutz- und

Leitgeräte unter Laborbedingungen getestet (Abbildung 9).

Abbildung 9: Prüfinfrastruktur für Schutz- und Leitgeräte

Der Prototyp wurde mithilfe eines Echtzeitsimulators geprüft, der auf Basis von Netzmodellen in

MATLAB/Simulink© dynamische Simulationen mit einem deterministischen Zeitverhalten durchführt

und die Prozessgrößen Strom und Spannung an seinem Analogausgangsmodul als Kleinspannung

ausgibt. Dabei wurden insbesondere Szenarien untersucht, die zu einem späteren Zeitpunkt unter

realen Bedingungen in einem Prüflabor getestet werden sollten. Die verschiedenen Szenarien

sollten Aufschluss geben über das Verhalten in Abhängigkeit von Sternpunktbehandlung, Fehlerart,

Fehlerort, Kurzschlussleistung und Fehlerwiderstand. Bei der Modellierung der Netzdynamik zog

man Leitungsparameter heran, die aus verfügbaren NEPLAN-Modellen abgeleitet wurden. Um

einen stabilen Messbereich des Hardware-Prototyps abzudecken, wurden neben Einspeisungen

auch Lasten modelliert, um einen ausreichenden Laststrom zu bewirken. Die Funktionsprüfungen in

Laborumgebung erlaubten es, notwendige Anpassungen sukzessiv vorzunehmen, um in allen ge-

prüften Fällen eine korrekte Fehlererkennung zu gewährleisten. Ebenfalls wurde in allen geprüften

Fällen die Fehlerart korrekt erkannt. Die Fehlerentfernung wurde in allen Fällen annährend wie

erwartet bestimmt, jedoch zeigten sich bei 1-poligen Fehlern Unterschiede in der erreichbaren

Genauigkeit. Diese Abweichungen waren jedoch aufgrund des verwendeten Messprinzips zu

erwarten. Abbildung 10 zeigt die Prüfergebnisse der selektiven Fehlereingrenzung bzw. die Abwei-

chungen bei der Entfernungsbestimmung. Die Informationen zu den einzelnen Testfällen können

dem Prüfbericht entnommen werden.

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Abbildung 10: Prüfergebnisse – selektive Fehlereingrenzung (Laborumgebung)

Spannungsbeobachtung im Niederspannungsnetz

Auf Basis der bei der Netzauswahl angestellten Netzberechnungen wurde im Prüffeld ein Netz

nachgebildet, dessen Topologie weitestgehend mit den ausgewählten Netzen übereinstimmte. Die

im Prüflabor untersuchte Netztopologie ist in Abbildung 11 dargestellt. Es wurden zwei Abgänge

der i3S belegt, wobei an einem Abgang eine variable Last (0 – 140 kW) angeschlossen wurde und

an dem anderen Abgang variable Erzeuger (0 – 70 kW).

Abbildung 11: Topologie des im Niederspannungsprüffeld nachgebildeten Netzes

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Durch eine geeignete Steuerung der Lasten und Einspeiser konnten gezielt kritische Netzzustände

herbeigeführt werden, wie z.B. eine Verletzung der unteren Spannungsgrenze bei hoher Last oder

eine Verletzung der oberen Spannungsgrenze bei starker Einspeisung. Auf Basis des Vergleiches

der gemessenen Spannungen mit den vom Spannungsbeobachter berechneten Spannungen sowie

der Auswertung der ausgegebenen Befehle an den Transformatorstufensteller wurde der Steue-

rungsalgorithmus evaluiert.

Fehlererkennung und Fehlerlokalisierung im Mittelspannungsnetz

Um die Versorgungszuverlässigkeit zu verbessern, wurden von den Projektpartnern neue Verfahren

für die Fehlererkennung und Fehlerortung entwickelt. Die Fehlererkennung liefert dem Netzbetreiber

wertvolle Informationen über das potentielle Ausmaß des Fehlers und über die Maßnahmen, die zur

Fehlerklärung einzuleiten sind. Mit der Fehlerortung ist der Netzbetreiber in der Lage, den mögli-

chen Fehlerort schon vor Beginn des Wiederversorgungsprozesses stark einzugrenzen und damit

den Wiederversorgungsprozess zu beschleunigen.

In den Laborversuchen wurden die folgenden Parameter untersucht:

Fehlerart: einpolige, zweipolige (mit und ohne Erdberührung) und dreipolige Fehler

Fehlerort: Die Entfernung zum Fehlerort wurde durch Drosselspulen entsprechend dem

Induktivitätsbelag einer Leitung nachgebildet

Sternpunktbehandlung des Netzes: gelöscht, geerdet und isoliert

Der im Mittelspannungsprüflabor eingesetzte Aufbau ist in Abbildung 12 dargestellt.

Abbildung 12: Aufbau der Prüfstrecke im Mittelspannungsprüflabor

18




Integration in den aktiven Netzbetrieb

Um die theoretischen Überlegungen und Berechnungen mit realen Daten aus der Praxis zu unter-

mauern, wurden im Folgenden geeignete Ortsnetze im Versorgungsgebiet der Stadtwerke Aachen

AG ausgewählt. Für eine sinnvolle Auswahl der in diesem Verbundprojekt eingesetzten Ortsnetze

wurden die in Tabelle 1 aufgeführten Kriterien herangezogen. Diese variieren leicht je nach

Funktionalität (Ausbaustufe) der intelligenten Ortsnetzstation. Die Herausforderung bei der Auswahl

der Ortsnetzstationen bestand darin, alle Kriterien sowohl auf der Niederspannungsseite als auch

auf der Mittelspannungsseite bestmöglich zu erfüllen. In der nachfolgenden Tabelle sind den

Funktionsschwerpunkten die Auswahlkriterien zugeordnet. Grundsätzlich kann eine Netzstation

auch mehrere Kriterien erfüllen, sodass diese zum Beispiel gleichermaßen für Fehlererkennung und

Spannungsregelung geeignet ist.

Tabelle 1: Beschreibung der Auswahlkriterien anhand der Schlüsselfunktionalität einer intelligenten Ortsnetzstation

Im nächsten Schritt wurden die grundsätzlich in Frage kommenden Stationen für eine Erweiterung

um die Funktionen Spannungsschätzung, Spannungsregelung und Fehlererkennung auf ihre Eig-

nung für eine sekundärtechnische Erweiterung untersucht. Kriterien hierfür waren vor allem die

Umrüstbarkeit bestehender Stationen:

Hat die Sekundärtechnik ausreichend Platz im Stationskörper oder muss ein Schrank

angebaut werden?

Kann die bestehende Anlage um Sensoren und Messtechnik erweitert werden oder ist ein

kompletter Austausch der Primärtechnik notwendig?

19




Weitere, weiche Kriterien umfassten beispielsweise die Möglichkeit einer Kommunikationsanbin-dung an das Netzleitsystem sowie das betriebliche Interesse an einem Einsatz der Funktionalitäten in den Stationen.

Aufgrund von städtisch geprägten Netzen war es in Aachen besonders schwierig, bei dem Kriterium

„Versorgungsaufgabe“ eine Diversität zu erreichen. Um auch ländliche Netze im Feldtest zu erfas-

sen, wurden die im Januar 2014 neu erworbenen Konzessionen in der Eifelgemeinde Simmerath

und in der Stadt Monschau berücksichtigt. Die Besonderheit der ländlichen Netze im Gegensatz zu

den städtischen oder vorstädtischen Netzen besteht darin, dass eine hohe EEG-Einspeisung in

Kombination mit einer geringen Last auftritt. Zudem haben die ländlichen Netze eine größere

Ausdehnung, sodass im Gegensatz zu eng vermaschten städtischen Netzen eher mit Spannungs-

haltungsproblemen zu rechnen ist.

Abbildung 13: Ortsnetz Simmerath, Auf der Hof, mit Spannungsanhebungen und Spannungsabfällen im Niederspannungsnetz

20




Die Vorauswahl wurde im Anschluss mit der Netzplanungssoftware Neplan® simuliert und die

Schlechtpunkte sowie die kritischen Stationen wurden im jeweiligen Ortsnetz identifiziert. Dort wo

Spannungsbandverletzungen zu erwarten sind, wurde ein „Fingerabdruck“ des Ortsnetzes ermittelt.

Dieser setzt sich aus der kritischen Spannungsanhebung und der Summenleistung aller einspei-

senden Anlagen des Ortsnetzes zusammen. Die folgende Abbildung zeigt einen Neplan®-Auszug

eines typischen Ortsnetzes.

Nach Abschluss des Auswahlprozesses und der Netzberechnungen wurden für den Feldtest die

folgenden Ortsnetze ausgewählt:

1. Aachen, Oberforstbach

2. Aachen, Brand

3. Aachen, Süd

4. Aachen, Grüne Eiche

5. Simmerath, Woffelsbach

6. Monschau, Höfen

7. Simmerath, Auf der Hof

Umrüstung und Einbringung der Stationen

Nach den Labortests wurden die im Vorfeld identifizierten Netzstationen zu intelligenten Netz-

stationen umgebaut. Dabei fielen die Aufwände sehr unterschiedlich aus. Fünf der sieben Stationen

waren begehbare Stationskörper, die ausreichend Platz für die zusätzlich einzubringenden Betriebs-

mittel boten. Bei den beiden Kompaktstationen sah das anders aus: Eine Station musste komplett

ausgetauscht und die andere mit einem angereihten Schrank erweitert werden. Im Detail ergaben

sich folgende Umbauarbeiten:

Aachen, Oberforstbach: kompletter Austausch der Primärtechnik, um Spannungsregelung

mittels Leistungselektronik (AVR) zu ermöglichen.

Aachen, Brand: kompletter Austausch der Primärtechnik, Spannungsschätzung ohne Rege-

lung.

Aachen, Süd: Nachrüsten von Messtechnik für die Fehlererkennung in NS und MS. Die MS-

Wandlermessung war erst nach Austausch weniger Meter Massekabel auf VPE möglich.

Aachen, Grüne Eiche: Nachrüstung für die Fehlererkennung mit minimalem Aufwand, da bei

der gasisolierten Schaltanlage nur andere Kabelstecker verwendet werden mussten.

Simmerath, Woffelsbach: Austausch der Schaltanlage, um Fehlererkennung zu ermöglichen.

21




Monschau, Höfen: Kompaktstation mit Fehlererkennung und Spannungsbeobachter. Die

Messtechnik konnte trotz des geringen Platzangebots in die bestehende Kompaktstation

eingebaut werden. Lediglich die zusätzliche Sekundärtechnik musste in einem externen

Schrank neben der Netzstation eingebaut werden.

Simmerath, Auf der Hof: Kompaktstation mit Fehlererkennung und Spannungsregelung. Die

Station wurde komplett getauscht. Einerseits, weil der Austausch der kompletten Primär-

technik im alten Stationskörper sehr aufwendig gewesen wäre, andererseits, weil die

komplette Station zuvor umfangreichen Labortests unterzogen wurde.

Kommunikative Anbindung

Bisher wurde lediglich in einer der Stationen eine Anbindung an das Leitsystem umgesetzt, da dort

bereits eine Signalkabelanbindung vorlag. Darüber hinaus gab es mehrere Versuche, weitere

Stationen via Funk anzubinden. Eine stabile Anbindung war jedoch nicht möglich.

Feldtest und Auswertung

Für den Feldtest werden die Messwerte und Ereignisse auf Archiv-PCs in den jeweiligen Ortsnetz-

stationen aufgezeichnet und in regelmäßigen Abständen abgeholt. Im ersten Test brachte man zur

Verifizierung des Spannungsbeobachters im Beispielnetz „Auf der Hof“ Messtechnik an den

Schlechtpunkten ein und die Spannungswerte wurden über eine Woche aufgezeichnet. Die gemes-

senen Werte werden dann mit den Schätzwerten des Spannungsbeobachters verglichen und auf

Übereinstimmung geprüft.

Im weiteren Verlauf des Feldtests sollen dann noch die Abweichung vom normalen Schaltzustand

und damit die Sensitivität des Spannungsschätzers getestet und mit den Annahmen zu Beginn des

Projekts verglichen werden. Außerdem werden die unterschiedlichen Spannungsregelalgorithmen in

der Station Oberforstbach auf Basis der aufgezeichneten Ist-Werte simuliert und verifiziert.

Aufgrund des hohen Volumens an Messdaten während der Feldtests können die Rohdaten nur

automatisiert verarbeitet werden. Dazu wurden verschiedene Konzepte zur automatisierten Mess-

datenauswertung hinsichtlich Speicherbedarf, Zeitbedarf für die Auswertung sowie Funktionalität

und Bedienbarkeit analysiert. Basierend auf dieser Analyse wurde ein Konzept umgesetzt, bei dem

die Rohdaten mittels eines Import-Tools in eine MySQL-Datenbank übertragen werden. Durch ein

weiteres Tool werden dann die in der Datenbank abgelegten Daten weiterverarbeitet und grafisch

ausgewertet. Obwohl dieses Konzept im Vergleich zu einem direkten Einlesen der auszuwertenden

Messdaten, z. B. in Excel, komplexer ist und die Datenbank sehr groß werden kann, überwiegen die

Vorteile durch die schnellere und komfortablere Auswertung nach einmaligem Import und

geordneter Ablage in der Datenbank.

22




Die intelligente Fehlererkennung und Fehlerortung kann im Feldtest nicht überprüft werden, da ein

Fehlerfall im Feldtestzeitraum äußerst unwahrscheinlich ist.

Wissenschaftlicher und technischer Stand, an den angeknüpft wurde I.3.

Konzepte für eine Ortsnetzstation

Netzbetreiber haben in der Vergangenheit ihre Ortsnetzstationen mit vergleichsweise einfacher

Technik ausgestattet. Erste Netzbetreiber beginnen vereinzelt Stationsautomatisierung in die

Ortsnetzstationen einzubringen. Dabei setzen sie meist ferngesteuerte Lasttrennschalter ein, um im

Fehlerfall einzelne Umschaltmaßnahmen schneller vornehmen zu können [12].

Intelligente Ortsnetzstationen, wie sie im Rahmen des Projektes entwickelt werden, sind aktuell

nicht existent. Zwar sind aktuell im Rahmen geförderter Projekte [14][15] Prüflabore im

Entstehungsprozess, jedoch verfügen die im Rahmen dieser Projekte genannten „intelligenten

Ortsnetzstationen“ nach Kenntnisstand der Antragsteller nicht über die Funktionalitäten, die im

Rahmen dieses beantragten, gleichnamigen Projektes entwickelt werden. Diese Teststände und

darin eingesetzte Anlagen eignen sich für den Test einzelner innovativer Komponenten unter

Nutzung von Simulationsumgebungen. Es wird innerhalb der Projekte [14][15] nicht das Ziel verfolgt,

effiziente Ausführungen einer „intelligenten Ortsnetzstation“ zu entwickeln, die im Anschluss Markt-

reife erlangen und in bestehende Verteilnetze eingesetzt werden können. Sie sollen vielmehr dazu

dienen, Projekte, wie das mit dieser Vorhabenbeschreibung angestrebte, mit Untersuchungen zu

unterstützen, die im realen Netz nicht durchführbar sind. Im Rahmen dieses beantragten Projektes

ist angestrebt, dass Testlabor aus [15] zur Verifikation unterschiedlicher, ganzheitlicher i-ONS-

Konzepte zu nutzen.

Untersuchungen und Projekte zu über den Stand der Technik hinausgehenden Ortsnetzstationen

konzentrieren sich meist auf einen Schwerpunkt. So soll in [16] eine „regelbare, aktive, intelligente

Ortsnetzstation“ entwickelt werden. Bei näherer Betrachtung konzentriert sich dieses Projekt jedoch

ausschließlich auf die Spannungsproblematik, so dass wie in [20] beschrieben von der Definition her

eher eine ausschließlich spannungsregelnde Ortsnetzstation entwickelt werden soll. Des Weiteren

werden Möglichkeiten zur Einbeziehung weiterer dezentraler Komponenten eruiert. Die Zielsetzung

des Projektes weicht somit von denen in diesem Projekt beantragten ab, in dem

ganzheitliche, über die reine Spannungshaltung hinausgehende Gesamtkonzepte einer i-ONS mit

weiteren Funktionalitäten sowie multimodaler Nutzung von Messtechnik entwickelt und

andere Versorgungsaufgaben als die ländliche in Betracht gezogen werden sowie

auf die Nutzung aktiver Netzkomponenten außerhalb der i-ONS (z.B. cosφ-Regelung von DEA, etc.)

verzichtet wird.

23




Messtechnik

Heute wird in ONS vereinzelt konventionelle Messtechnik für singuläre Anwendungsfälle eingesetzt.

So kommen oft Stromwandler zum Einsatz, die allein zur Kurzschlussdetektion ausgelegt werden

und als Messtechnik für Kurzschlussanzeiger dienen. Der kapazitive Abgriff (sofern vorhanden) ist

im eigentlichen Sinne rein zur Feststellung der Spannungsfreiheit vorgesehen, wird jedoch von

neuesten Geräten für eine Spannungsmessung mit geringer Messgüte genutzt. Ein erster

Entwicklungsschritt zu automatisierten Stationen ist die Möglichkeit, mittels einer zu installierenden

Fernwirktechnik die Signale der Kurzschlussanzeiger fernzumelden. Darüber hinaus wird, temporäre

Messtechnik zur Überprüfung der Spannungsqualität eingesetzt. Anforderungsprofile an die

Messtechnik zur Nutzung der Messdaten für mehrere Applikationen fehlen bisher.

Intelligente Fehlererkennung

Die Versorgungszuverlässigkeit von Endkunden, wie z.B. privaten Haushalten, wird gemäß öffent-

lichen Statistiken maßgeblich durch das Störungsgeschehen im Mittelspannungs- (MS-)-Netz

beeinflusst. Zu diesem Störungsgeschehen tragen Kurzschlüsse (KS) und Erdschlüsse (ES) bei.

Während KS eine automatische selektive Versorgungsunterbrechung erfordern, kann während

eines ES der Betrieb des Netzes in der Regel aufrechterhalten bleiben und somit eine hohe

Versorgungszuverlässigkeit erreicht werden. In beiden Fällen muss jedoch der Fehler erkannt und

anschließend die schadhafte Stelle lokalisiert werden, um Reparaturmaßnahmen durchzuführen.

Nach Stand der Technik werden die Geräte zur Fehlererkennung nur in den Umspannwerken

eingebaut, die das MS mit der nächsthöheren Spannungsebene verbinden. Zusätzlich ermöglichen

dort weitere Geräte die schadhafte Stelle durch eine Vor-Ortung einzugrenzen [34][35]. Eine genaue

Lokalisierung erfordert jedoch die Fehlersuche durch einen Entstörtrupp vor Ort. Dazu sind KS- und

ES-Anzeiger in den Ortsnetzstationen im MS-Netz eingebaut. Sie unterstützen den Entstörtrupp bei

der Fehlerbeseitigung, der dank ihrer Anzeige die fehlerbehaftete Stelle eingrenzen kann. Diese

Suche erfordert jedoch Zeit, da die einzelnen Ortsnetzstationen sukzessive vor Ort überprüft werden

müssen.

Diese Systematik hat sich dennoch in der Vergangenheit bewährt. Hier führen der eindeutig

gerichtete Lastfluss und das rein lastgeprägter Netze zu einer eindeutigen Richtung der KS und ES.

Folglich kann die Fehlerstelle relativ schnell eingegrenzt werden. Allerdings verlangt die Zunahme

der dezentralen Einspeisung zukünftig geänderte Netzbetriebsweisen, welche in [19] untersucht

worden sind. Zwar verbessern diese Betriebsweisen die Integration der dezentralen Erzeugung,

verhindern jedoch die zeitsparende Fehlerortung mit einfachen KS- und ES-Anzeigern.

Die geänderten Netzbetriebsweisen beeinträchtigen auch die Fehlererkennung und Vorortung in

den Umspannwerken. Insbesondere ES können mit konventionellen Verfahren, die auf die reine

24




Betragsauswertung von Messgrößen basieren, nicht zuverlässig erfasst werden [34]. Gleichzeitig

birgt der fortgeführte Netzbetrieb bei ES zunehmend neue Gefahren. Die Verletzung von Grenz-

werten wird wahrscheinlicher, so dass das zuverlässige Erkennen von ES zwingend erforderlich

wird, um einen gleichzeitig sicheren und robusten Netzbetrieb zu garantieren [32].

Auf Seiten der Umspannwerke begegnen Netzbetreiber dieser ES-Problematik mit aufwendigeren

Erfassungsverfahren. Beispielsweise werden kostenintensive Erdschlusswischerrelais eingesetzt

[34]. Ein weiteres Beispiel ist das „High Power Current Injection“-Pulsortungsverfahren, das eine

relativ genaue Erdschlusserfassung- und Vorortung ermöglicht [35]. Allerdings wird dies mit einem

hohen Betriebsmittelaufwand erkauft, weil Komponenten der Leistungselektronik eingebracht

werden müssen.

Auf Seiten der Ortsnetzstationen verfolgt die Wissenschaft derzeit zwei Ansätze, um KS und ES

zuverlässiger zu erfassen und zu lokalisieren. Erstens sollen die einfachen KS- und ES-Anzeiger um

Fehlerrichtungsinformationen erweitert werden. Dies erfordert jedoch eine Spannungsmessung auf

der MS-Seite, für die die entsprechende Sensorik (Spannungswandler) in der Regel nicht vorhanden

ist. Spannungswandler hingegen, wie sie in Umspannwerken verwendet werden, sind zu teuer oder

schlichtweg aus Platzgründen nicht integrierbar. Deshalb werden für diesen Anwendungsfall derzeit

Spannungssensoren entwickelt [33]. Diese lösen zwar das Platzproblem und senken die Kosten,

bieten jedoch nicht immer die ausreichende Messgenauigkeit.

Ein zweiter Ansatz ist die Überwachung der KS- und ES-Anzeiger aus der Ferne [34]. An einer

zentralen Stelle werden die Informationen der Geräte auf die Netztopologie übertragen und

miteinander verglichen. Auf diese Weise kann der KS oder ES unmittelbar nach dessen Erfassung

geortet werden. Allerdings setzt dieses Verfahren KS- und ES-Anzeiger mit Richtungserfassung

voraus. Nicht nur die Problematik mit der Spannungsmessung, sondern auch die Notwendigkeit

eines Kommunikationsnetzwerks schränkt den Anwendungsbereich ein. Auch wenn dafür Mobil-

funkverbindungen eingesetzt werden, ist der Aufwand beträchtlich, insbesondere wenn ein

flächendeckender Einsatz angestrebt wird [35]

Insofern gilt es, heutige Fehlererfassungssysteme zu hinterfragen und innovative Lösungen zur

richtungsselektiven KS- und ES-Erfassung zu analysieren und zu spezifizieren, die nicht nur die

Fehlerrichtung, sondern – wenn möglich – auch den Fehlerort eingrenzen können. Des Weiteren

sollen die zu entwickelnden Systeme unabhängig von der Ausstattung der ONS mit speziellen

Spannungssensoren sein und auch ohne Kommunikationsnetzwerk eine zuverlässige und schnelle

Fehlerortung ermöglichen.

25




Spannungsregelung

In Ortsnetzstationen sind heute ausschließlich Ortsnetztransformatoren mit sogenannten Stufen-

stellern im Einsatz, die nicht unter Spannung umgeschaltet werden können und somit nicht zur

Spannungsregelung geeignet sind. In vorherigen oder laufenden Projekten wurde anhand

exemplarischer Untersuchungen jedoch aufgezeigt, dass der Einsatz einer spannungsregelnden

Einheit im Vergleich zum klassischen Netzausbau beim Anschluss zusätzlicher DEA wirtschaftlicher

sein kann [9]. Erste Prototypen auf Basis von Stufenschalterlösungen [7][10][11] mit mechanischer

Stufung, Lösungen mit Stufung durch leistungselektronische Komponenten [6][13] oder rein

leistungselektronischen Systemen [9] werden im Feld bereits auf Pilotbasis vereinzelt eingesetzt. So

wird in [21] beschrieben, dass sich die leistungselektronische Lösung zur Ertüchtigung bestehender

Stationen gut eignet.

Bisherige spannungsregelnde Einheiten in der Ortsnetzstation oder überlagerten Spannungsebenen

regeln üblicherweise auf den sekundär-/abgangsseitigen Netzknoten. Erste Vor-Analysen belegen

jedoch, dass eine Regelung auf Basis einer Sollwertvorgabe in Abhängigkeit des gemessenen

Netzzustands hinsichtlich maximal anzuschließender DEA vorteilhafter als die übliche Regelung ist

[25]. In [26] werden die Anforderungen sowie die Vor- und Nachteile der „Weitbereichs“-Spannungs-

regelung diskutiert. Die Knotenfernregelung eines einzelnen Knotens mit Messung vor Ort wurde

bereits in [27] erörtert. Die Berücksichtigung weiterer aktiver Komponenten im Netz, wie z.B. DEA

mit der Möglichkeit der cos ϕ-Regelung bzw. die Drosselung der Wirkleistungseinspeisung, war

unter dem Begriff „koordinierte Spannungsregelung“ bereits technischer und wirtschaftlicher Unter-

suchungsgegenstand in einem öffentlich geförderten Projekt [28]. Das „Hybrid Aktoren-Konzept“ von

Maschinenfabrik Rheinhausen mit der in [21] beschriebenen leistungselektronischen Lösung kann

ebenfalls Spannungswerte aus dem unterlagerten Netz berücksichtigen.

Das in diesem Projekt verfolgte Ziel, Verfahren zur Schätzung des Spannungsniveaus zu ent-

wickeln, ist in anderen Arbeiten bisher nicht umgesetzt worden. Der Vorteil dieses Konzeptes,

welches allein auf Messdaten in oder an der i-ONS beruht, liegt in der Vermeidung von Kom-

munikation. Dies trägt den Bedenken einiger Netzbetreiber Rechnung, die zum einen nennenswerte

Kosten für die Kommunikation erwarten und zum anderen der komplexen Kommunikation gerade in

kritischen Netzsituationen mit ggf. auch Stromausfällen nicht vertrauen.

Zusammenarbeit mit anderen Stellen I.4.

Der steigende Anteil an volatiler Einspeisung in der Verteilnetzebene stellt die Netzbetreiber vor

neue Herausforderungen bei der Netzplanung, der Netzbetriebsführung und der Instandhaltung. Im

Rahmen des Verbundvorhabens „Smart Area Aachen“ sollen daher Lösungsansätze für die zukünf-

26




tigen Herausforderungen für Verteilnetzbetreiber und Stadtwerke entwickelt werden. Die Verbund-

projekte innerhalb des Gesamtvorhabens zur Bewertung der heute verfügbaren „Smart Grid“-

Komponenten sind in Abbildung 14 dargestellt.

Die Begleitforschung (Verbundprojekt VP0) stellt die inhaltlichen Zusammenhänge, einen Transfer

der erzielten Forschungsergebnisse sowie Beiträge zur Standardisierung und Verwertung aus

Verbundprojekten sicher. Die Verbundprojekte wurden separat auf das BMWi-Förderkonzept „Netze

für die Stromversorgung der Zukunft“ unter den Namen

Intelligente Ortsnetzstation

Spannungsqualität in zukünftigen Verteilnetzstrukturen

Kommunikationsinfrastruktur für innovative Betriebsmittel für die Migration zu

einem Smart-Grid

Netzzustandsberechnung im Verteilnetz

Netzplanung von intelligenten Verteilungsnetzen

Instandhaltung in zukünftigen Verteilungsnetzen mit innovativen Komponenten

eingereicht. Durch den inhaltlichen Zusammenhang der aufgeführten Verbundprojekte können

Synergien zwischen diesen bestehen.

Abbildung 14: Übersicht Verbundprojekte "Smart Area Aachen"

27




Eingehende Darstellung II.

II.1. Verwendung der Zuwendung und des erzielten Ergebnisses im Einzelnen, mit Gegenüberstellung der vorgegebenen Ziele

II.2. Erzielte Ergebnisse

Die Schwerpunkte der Arbeiten der FGH umfassten die Definition der wesentlichen Funktionalitäten

einer i3S sowie die Entwicklung von Modellen und Verfahren zur Nachbildung dieser Funktionali-

täten innerhalb von Simulationen. Die Funktionalitäten einer i3S umfassen u.a. die zielgerichtete

Spannungsregelung mittels regelbaren Ortsnetztransformators auf der Niederspannungsebene, die

die Eigenschaften des unterlagerten Ortsnetzes sowie vor Ort verfügbarer Messwerte in die Rege-

lung einbezieht, und eine erweiterte Fehlererkennung auf der Mittelspannungsebene. Bewertet

wurden diese Funktionalitäten anhand von Zeitreihenrechnungen und Simulationen des Störungs-

beseitigungsprozesses. An diese Ergebnisse wurde dann angeknüpft und es konnten umfangreiche

Laboruntersuchungen sowohl zur Fehlererkennung und Fehlerlokalisierung auf Mittelspannungs-

ebene als auch zur Spannungsregelung auf Niederspannungsebene mittels regelbaren Ortsnetz-

transformators durchgeführt werden.

Eine detaillierte Darstellung der Vorgehensweise sowie exemplarische Ergebnisse der simulativen

und experimentellen Untersuchungen finden sich bereits im Abschnitt „Planung und Ablauf des

Vorhabens“ in diesem Bericht. Hier werden die wesentlichen erzielten Ergebnisse noch einmal

zusammenfassend dargestellt:

Simulationen

Die Ergebnisse der Simulationen zur Spannungsregelung mit Hilfe des Spannungsbeobachters

zeigen, dass die höchstzulässige Anschlussleistung durch die Spannungsregelung insbesondere in

ländlichen Netzen deutlich angehoben werden kann, Das Potential für die Anhebung der höchst-

zulässigen Anschlussleistung hängt dabei von einer Reihen von Einflussfaktoren wie bspw. der

Anlagenverteilung, der Anlagenleistung sowie der Abgangslängen im Niederspannungsnetz ab.

Die Simulationen zur Fehlererkennung und Fehlerlokalisation dokumentieren, dass eine signifikante

Reduktion der Wiederversorgungsdauer möglich ist, diese aber von der Struktur des Abgangs, der

Abgangslänge und der Anzahl von ONS im Abgang abhängt. Die Ergebnisse liefern daher erste

Erkenntnisse für die Ableitung von Einsatzkriterien für die Fehlerlokalisation.

28




Labortests

Die Ergebnisse der Labortests zur Spannungsschätzung und Spannungsregelung auf Nieder-

spannungsseite könne wie folgt zusammengefasst werden:

Der Spannungsschätzer erfordert eine exakt an das jeweilige Netz angepasste Parame-

trierung.

Bei korrekter Parametrierung liefert der Spannungsschätzer zuverlässige Ergebnisse.

Bei Spannungsbandverletzungen werden korrekte Stufungsbefehle an den Transformator-

stufensteller ausgegeben. Dies schließt auch die Berücksichtigung von vorgegebenen

Toleranzen bzgl. Dauer und Höhe der Spannungsbandverletzung ein.

Die Ergebnisse der experimentellen Untersuchungen zur Fehlererkennung und Fehlerortung auf

Mittelspannungsseite lassen sich wie folgt zusammenfassen:

Durch das neu entwickelte Verfahren wird die Fehlerart unabhängig von der Sternpunkt-

behandlung zuverlässig erkannt.

Die Fehlerortung liefert für zweipolige und dreipolige Fehler sehr gute Ergebnisse. Die

Abweichung der ermittelten von der tatsächlichen Entfernung zur Fehlerstelle beträgt

weniger als 10%. Bei einpoligen Fehlern treten allerdings große Abweichungen auf.

II.3. Gegenüberstellung mit vorgegebenen Zielen

Für die FGH stellten sich im Rahmen des Projektes die folgenden Hauptziele:

umfassende Analysen der technisch-wirtschaftlichen Anwendungsfälle innovativer Stations-

automatisierung für die gesamte Bandbreite potenzieller Versorgungsaufgaben und deren

Bewertung mittels Simulation

Entwicklung von Modellen für die rechnergestützte Simulation und der system-technischen

Bewertung des Einflusses innovativer Stationsautomatisierung

Konzeptionierung und Durchführung der Labortests und Auswertung der Feldtests in

Zusammenarbeit mit den Projektpartnern

Hierzu wurden die wesentlichen Funktionalitäten einer i3S in Zusammenarbeit mit den Projekt-

partnern definiert und Modelle sowie Verfahren entwickelt, um diese Funktionalitäten innerhalb von

Simulationen abzubilden. Die Simulationsergebnisse waren Ausgangspunkt für die Planung der

Labortests zur Erprobung der von den Projektpartnern entwickelten Tools zur Spannungsschätzung

sowie zur Fehlererkennung und Fehlerortung einerseits und zur Auswahl geeigneter Standorte für

die Feldtests andererseits. Die FGH konnte die übernommenen Aufgaben im Rahmen des Projektes

erfolgreich bearbeiten und hat die vorgegebenen Ziele erreicht.

29




II.4. Wichtigste Positionen des zahlenmäßigen Nachweises

Position 0812 wissenschaftliches Personal Die größte Position des zahlenmäßigen Nachweises ist die Position 0812. Der hier getätigte Auf-

wand an Personaleinsatz rechtfertigt sich unmittelbar durch die geleistete Arbeit an den entwickelten

Modellen und Verfahren, den durchgeführten Simulationen und experimentellen Untersuchungen

sowie der umfangreichen Ergebnisanalyse.

Position 0835 Vergabe von Unteraufträgen Eine ebenfalls wesentliche Position des zahlenmäßigen Nachweises ist die Vergabe von Unter-

aufträgen. Diese umfasst die Bereitstellung von Laborkapazitäten zur experimentellen Untersuchung

von Fehlererkennung, Fehlerlokalisierung, Spannungsschätzung und Regelung vor Einsatz der

entwickelten Tools im Netz.

II.5. Notwendigkeit und Angemessenheit der geleisteten Arbeit

Die durchgeführten Arbeiten sowie die dafür aufgewandten Zuwendungen waren notwendig und

angemessen. Sie entsprachen insgesamt der im Projektantrag dargelegten Planung. Alle im Arbeits-

plan formulierten Aufgaben konnten erfolgreich bearbeitet werden. Darüber hinaus wurden keine

zusätzlichen Kosten zur Durchführung des Vorhabens aufgewendet.

II.6. Voraussichtlicher Nutzen, insbesondere Verwertbarkeit des Ergebnisses im Sinne des fortgeschriebenen Verwertungsplanes

Die FGH konnte durch die Mitwirkung an dem Projekt und durch die Erarbeitung der Ergebnisse ihre

wissenschaftlichen Kompetenzen stärken, die einen besonderen Fokus auf die anwendungsnahe

Forschung legen. Insbesondere durch die weiterentwickelten Modelle und Verfahren, die Entwick-

lung von Prüfprogrammen im Testlabor sowie die wissenschaftliche Bewertung innovativer Betriebs-

mittel wird die FGH in die Lage versetzt, sich auch zukünftig durch wissenschaftliche Forschung an

der Lösung dringender Fragen der Energieversorgung zu beteiligen. Darüber hinaus sind die im

Projekt gewonnenen Erkenntnisse auch innerhalb des universitären Umfelds in die studentische

Weiterbildung eingeflossen und werden dies auch weiterhin tun. Dies gilt insbesondere, da die FGH

durch ihren Status als An-Institut der RWTH Aachen gute Möglichkeiten einer direkten Einbeziehung

von Studenten in der Projektbearbeitung beispielsweise in Form studentischer Abschlussarbeiten

nutzen kann. Die Betreuung von studentischen Arbeiten im Themenfeld dieses Forschungsprojektes

stellt einen Beitrag zur wissenschaftlichen Ausbildung an der RWTH Aachen dar. Auch sind die

Ergebnisse in die Dissertation eines FGH-Mitarbeiters eingeflossen. Die Publikation der Ergebnisse

und Lösungen aus dem Projekt entspricht dem satzungsgemäßen Auftrag der FGH, hat bereits

während der Projektlaufzeit begonnen und wird weiter fortgesetzt. Hier ist z.B. die Vermittlung an ein

30




Fachpublikum durch die Aufnahme der gewonnenen Erkenntnisse in das umfangreiche Seminar-

programm der FGH zu nennen.

II.7. Während der Durchführung des Vorhabens dem ZE bekannt gewordene Fortschritte auf dem Gebiet des Vorhabens bei anderen Stellen

Während des Projektes sind keine für die Durchführung des Vorhabens relevante Forschungs- und

Entwicklungsergebnisse von dritter Seite bekannt geworden.

II.8. Erfolgte oder geplante Veröffentlichungen der Ergebnisse

Vorträge und Veröffentlichungen im Rahmen des Projektes Smart Area Aachen:

Offizielle Webseite, Online www.smartarea.de

Pressemitteilungen im Dow Jones Energy Daily, energate, TAM, (30.01.2013)

Projektvorstellung beim Energiebeirat der Stadt Aachen (Februar 2013)

Projektvorstellung beim World Smart Grid Forum 2013 in Berlin (23.-25.09.2013)

Projektvorstellung beim „Schaltkreis – das Wissensnetzwerk“, Essen (19.09.2013)

EnEff: Stadt-Kongress 2014, Berlin (14./15.01.2014)

Artikel im Magazin Energiespektrum (Ausgabe 03.2014)

Artikel im BINE Informationsdienst – Energieforschung für die Praxis (06.05.2014)

Artikel im BMWi Newsletter Energiewende direkt (13.05.2014)

Berliner Energietage 2014 (19. – 21.05.2014)

Projektvorstellung bei der Bundesnetzagentur (16.05.2014)

Projektvorstellung bei den Berliner Energietagen (20.05.2014)

Projektvorstellung beim Lenkungskreis „Normung E-Energy / Smart Grids“ (04.06.2014)

Artikel im Magazin Energiewirtschaftliche Tagesfragen (Ausgabe 08.2014)

Projektvorstellung beim FGE-Seminar (12.09.2014)

Projektvorstellung bei der ASEW, Arbeitskreis innovative Techniken und Projektgemeinschaft Smart Home, (23. /24.09.2014)

Projektvorstellung bei der 8. EUROSOLAR Konferenz “Stadtwerke mit Erneuerbaren Energien“, Kassel,(13./14.10.2014)

Projektvorstellung beim VDE Kongress 2014 „Smart Cities – Intelligente Lösungen für das Leben in der Zukunft“ (20./21.10.2014)

Projektvorstellung beim FGH-Workshop: Regelbarer Ortsnetztransformator – Einsatzgebiete und Planungsregeln, Kassel, (26.11.2014)

Artikel/Interview ZFK „rONT“, Stefan Ohmen, (Nov. 2014)

http://www.smartarea.de/

31




Fachtagung „IKT in elektrischen Energieversorgungsnetzen“, Heidelberg, (03./04.02.2015)

ETG-Fachtagung "Von Smart Grids zu Smart Markets 2015“, Kassel , (25./26.03.2015)

Workshop, Thema „Mess- und Kommunikationstechnik“ (16.04.2015)

GEODE Workshop-Beitrag „Smart Grids for electricity distribution of the near future”, Brüssel, (06.05.2015)

CIRED 2015 (23rd International Conference on Electricity Distribution) (15.-18.06.2015)

“Design & Analysis of an Improved Fault Localization Scheme for Secondary Substation Automation”

“Voltage Control in Intelligent Secondary Substations by Voltage observation methods based on local measurements”

“Communication Infrastructure for innovative Equipment”

“Control Algorithms for Voltage Regulated Distribution Transformers – Maximum Grid-Integration of PV and Minimal Wear”

“Innovative planning method for deriving new rules for future network planning”

Vortrag „Regelbarer Ortsnetztransformator“ bei FGH in Würzburg (22.09.2015 )

Artikel in der „Welt am Sonntag“, (04.10.15)mit Interview Robert Frings (Infrawest) und Peter Zimmer (STAWAG)

Workshop, Thema „Intelligente Ortsnetze“ (22.10.2015)

„Die Energiewende – ein gutes Stück Arbeit, Innovation durch Forschung“, BMWi, (April 2015)

Zeitungsartikel in der Lokalpresse bei der Inbetriebnahme der rONTs

ETG-Kongress Energiewende (17.11.15)

Energieagentur NRW Netzwerk Netze und Speicher (24.11.15)

Vortrag, VKU IT-Konferenz (01.12.15)

Arbeitskreis „Zukunft der Netze“ in Aachen (16.12.15)

VDE-Kongress Beitrag (01.02.16)

Beitrag im adelphi „Forschungsjahrbuch Energie 2015“ (30.03.16)

Vortrag, „SmartGrid in Deutschland – Smart Area in Aachen“ auf dem Smartgrid Kongress in Eupen (07.04.16)

Vortrag, „Netze für die Stromversorgung der Zukunft“ auf der Hannover Messe in Hannover (28.04.16)

Fachkonferenz Smart Area Aachen, Im Tivolistation in Aachen (07.07.2016)

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Fachbericht - Smart Area Aachen „Innovative Lösungen und Betriebsmittel für das Verteilnetz der Zukunft“ (07.07.2016) und Exkursion Smart Area Aachen in Aachen (07.07.2016)

Energieagentur NRW (20.09.16)

FGH Fachkonferenz – Planung von Verteilnetzen (28.09.16)

Euroforum-Berlin (05.10.16)

Vortrag, „Smart Area Aachen – Netze für die Stromversorgung der Zukunft“ VDE-Kongress in Mannheim (07.11.16)

BDEW-P.Gr. Invest- & Instandhaltungsstrategien NRW, 1.12.2016

Schacht, D.: Zuverlässigkeit im Smart Grid. Dissertation, RWTH Aachen, März 2017

FGH-Homepage: Schlussbericht, Juni 2017

Technische Informationsbibliothek Hannover (TIB): Schlussbericht, Juni 2017

33




Zusammenfassung und Unterschrift III.Die zunehmende dezentrale Einspeisung aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplungs-

anlagen führt zu geänderten Anforderungen an die Verteilnetze, da diese neben der bisherigen

Verteilungsfunktion heute zusätzlich die Funktion der Aufnahme und Weiterleitung eingespeister

Energie haben. Da die Netzbetreiber neben der Endkundenversorgung mit einer adäquaten

Spannungsqualität und Versorgungszuverlässigkeit dem Effizienzvergleich unterliegen, stellt sich

die Frage, welche Innovationen geeignet sind, um eine effiziente, alle technischen Randbedingun-

gen erfüllende, Netzinfrastruktur zu realisieren. In diesem Projekt wurden daher alternative Funktio-

nalitäten und Gesamtkonzepte, beispielsweise im Hinblick auf Netzbeobachtbarkeit, Spannungs-

regelung und Fehlererkennung für eine „Intelligente Ortsnetzstation“ identifiziert, analysiert und

entwickelt sowie auf ihre Einsatzmöglichkeiten und Effizienz quantitativ bewertet. Die entwickelten

Prototypen wurden in eine intelligente Ortsnetzstation integriert und sowohl im Testlabor als auch im

realen Netz einem Praxistest unterzogen und validiert.

Autoren

Jan Christoph Kahlen, Daniel Schacht, Dr. Hendrik Vennegeerts

31. Mai 2017

gez. Hendrik Vennegeerts

………………………………….………………….…..……….....

Dr.-Ing. Hendrik Vennegeerts

- Projektleiter -

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Separate Anlagen IV.Berichtsblatt / Document Control Sheet

Erfolgskontrollbericht

Verwendungsnachweis / Zahlenmäßiger Nachweis

Schlussbericht - RWTH Aachen University · 2017-07-06 · 0 . Schlussbericht Smart Area Aachen:...

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