Energiewende bei Energieversorgern 31.08.2012, 11:00 Uhr

E.on und RWE bauen Stromnetz flexibel erweiterbar aus

Die Verteilnetzbetreiber stehen durch den Ausbau der Ökostromkapazitäten vor massiven Problemen – vor allem auf dem Land. Konzerne wie RWE und E.on entwickeln zurzeit in Feldversuchen einen modularen Baukasten, um in Zukunft einfach und schnell auf den Ausbaubedarf in ihren Verteilnetzen reagieren zu können.

Erneuerbare Energien stellen die Netzbetreiber vor neue Herausforderungen.

Erneuerbare Energien stellen die Netzbetreiber vor neue Herausforderungen.

Foto: ccvision.de

Joachim Schneider, Technikvorstand von RWE Deutschland, sitzt Mitte Juni im Eifelort Bleialf in einem Dorfgasthof und erklärt rund zwei Dutzend Journalisten, warum der kleine Ort für den großen Essener Energiekonzern ganz wichtig ist: „Das Gros der kleinen Kraftwerke ist vor allem auf dem Land konzentriert“, sagt er. Für den Essener Konzern, aber auch für andere Verteilnetzbetreiber ein Riesenproblem: „Die Rolle der Verteilnetze hat sich dramatisch verändert, sie sind Energieeinsammelnetze geworden“, erklärt Schneider.

RWE baut Verteilnetz für Ökostrom aus

Allein in der Region Trier, in der RWE die Verteilnetze betreibt, sind bis Ende 2011 knapp 7500 Anlagen zur Stromerzeugung aus Photovoltaik, Wind und Biomasse mit einer Gesamtkapazität von 970 MW ans Verteilnetz angeschlossen worden. Gebaut wurde das regionale Verteilnetz in der Region für eine Spitzennachfrage von rund 450 MW. „Wir haben dadurch eine neue Herausforderung im ländlichen Raum für die Spannungshaltung“, so Schneider.

Bleialf ist für RWE eine Blaupause für die Energiewende auf dem Land. Hier probiert der Essener Konzern aus, wie man aus dem Dilemma technisch einfach und kostengünstig herauskommt – zumindest kurz-, vielleicht noch mittelfristig. Irgendwann hilft nur noch „Kupferquerschnitt“, weiß auch Schneider.

Zwei Prinzipien hat der Konzern in Bleialf getestet. Einen Tagesstromspeicher auf Basis von Biogas und eine Mittelspannungsregelung in einer Ortsnetzstation.

„Zur Speicherung der Photovoltaik setzen wir einen Biogasspeicher ein, der faktisch Biogas speichert, aber als Photovoltaikspeicher eingesetzt wird, indem wir die Verstromung des Biogases aus der Mittagszeit in die Abendstunden verlagern“, erklärt Torsten Hammerschmidt, Projektleiter Zukunftsnetze bei RWE und für das Projekt in Bleialf verantwortlich.

Tatsächlich lässt sich so die Stromabgabe ans Netz steuern, man habe bisher den Tag-Nacht-Ausgleich hinbekommen. „Dies ist bei einem sehr hohen Wirkungsgrad tatsächlich möglich und damit können wir auch mit anderen Speichertechniken konkurrieren“, resümiert Hammerschmidt.

RWE: ABB-Kräfte aus Neuseeland arbeiten an Spannungsregelung

Für die Spannungsregelung an einer Ortsnetzstation hat RWE von ABB Spannungsregulierer extra aus Neuseeland einfliegen lassen. „Die werden dort sonst für die Stabilisierung der Spannung in spannungssensitiven Industrieprozessen, etwa in der Halbleiterfertigung, gebaut“, weiß Hammerschmidt.

Der Mittelspannungsregler hat an seinem Einsatzort die nutzbare Leitungskapazität im bestehenden Mittelspannungsnetz praktisch verdoppelt. Das habe die Möglichkeiten zum Anschluss von dezentralen Erzeugern verbessert. Die Erkenntnisse und Betriebsmittel will RWE bald auch in anderen Verteilnetzregionen einsetzen. Das Projekt kostet 6,4 Mio.  €, die Hälfte davon kommt vom Bundeswirtschaftsministerium.

E.on rüstet Ortsnetzstationen auf

Im E.on-Konzern untersucht seit 2011 der Verteilnetztreiber E.on Westfalen Weser, welcher Handlungsbedarf im Bereich der Ortsnetzstationen wirklich besteht. Die E.on-Tochter in Paderborn hat 8000 der kurz ONS genannten schrankgroßen Kästen in dem ostwestfälischen Einzugsgebiet stehen. Angesichts der rasch zunehmenden Anzahl an Solarstromanlagen war die Frage, wie viele von ihnen brauchen größere Trafos? Und müssen wirklich alle digital aufgerüstet werden, samt Router und Digitalfunkanbindung?

Bis Ende 2011 rüstete E.on Westfalen Weser unter Projektleiter Reimar Süß 100 Ortsnetzstationen digital auf. „Zurzeit sammeln wir vor allem Daten und werten sie aus. Gesammelt werden die Daten einmal pro Stunde in einer zentralen Datenbank. Dort sehen die Verantwortlichen anhand einer Ampelkodierung, ob und wo Abweichungen von den zulässigen Betriebszuständen auftreten.“

Rund 1 Mio. € habe man in das Projekt investiert, so Süß die Ergebnisse seien zwar „unspektakulär, aber wir haben jetzt verlässliche Basisinformationen darüber, was wir wirklich tun müssen“.

Was die Ostwestfalen zum Beispiel nicht brauchen, seien nach den bisher vorliegenden Erkenntnissen regelbare Ortsnetztrafos: „Ursprünglich hatten wir befürchtet, dass die Spannung durch starke Solarstromeinspeisung an den Ortsnetzstationen zu hoch wird, aber offenbar ist unser Netz so konzipiert, dass die vorgegebenen Stromqualitätskriterien eingehalten werden können“, stellt der Ingenieur zufrieden fest. Bisher habe man keinen grundsätzlichen Verstoß gegen die Power-Quality-Norm DIN 50160 feststellen können.

Weitere Konsequenz: Der Verteilnetzbetreiber muss nicht alle 8000 Ortsnetzstationen digital umrüsten. „Wir können aus den bisher digital aufgerüsteten 100 Ortsnetzstationen die nötigen Parameter für eine weitere genaue Betrachtung und eine eventuelle Aufrüstung der anderen Stationen ableiten“, sagt Süß.

E.on: Zusätzliche Transformatoren-Belastung stellt kein Risiko dar

Auch was die Belastung der Transformatoren angeht, hat das Projekt Entwarnung gegeben – bis E.on ans Trafotauschen gehen muss, besteht nämlich noch Puffer. „Wir haben feststellen können, dass es möglich ist, den Transformator, was die Rückspeisung von Strom aus Solaranlagen ins Ortsnetz angeht, in gewissen Grenzen stärker zu belasten“, resümiert Süß. Zum einen habe es bisher keine Überlastung der Transformatoren mit mehr als 130 % gegeben, zum anderen sei man bisher mindestens 20 °C unterhalb einer kritischen Öltemperatur geblieben. „Wir können also den Transformator oberhalb der Nenngrößen belasten und bleiben dennoch im Normalarbeitsbereich. Wir werden unserer Grundsatzplanung daher vorschlagen, Photovoltaikeinspeisungen von 120 % ins Ortsnetz zuzulassen und spätestens bei 130 % den Trafo zu tauschen“, sagt der Projektleiter.  

  • Stephan W. Eder

    Stephan W. Eder

    Redakteur VDI nachrichten
    Fachthemen: Energie, Energierohstoffe, Klimaschutz, CO2-Handel, Drucker und Druckmaschinenbau, Medien, Quantentechnologien

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