Netze & Speicher

Broschüre: Sektorenkopplung in Nordrhein-Westfalen

Loading the player...
Handlungsempfehlungen für NRW zu den Themen Netze und Speicher.

Handlungsempfehlungen für NRW

Plattform Sektorenkopplung

Unsere Projektdatenbank: Plattform Sektorenkopplung

https://www.energieagentur.nrw/netzwerk/netze-und-speicher/broschueren-netze-speicher#ts
/solarenergie/rechnet_sich_photovoltaikanlage_und_gewerbespeicher
/netzwerk/netze-und-speicher/broschueren-netze-speicher#ts
/tool/sektorenkopplung

Information

Netztechnologien

Spannungsebenen

Die heutige Netzinfrastruktur der Bundesrepublik Deutschland stammt noch aus der Zeit vor der umfassenden Liberalisierung der Energiemärkte. Bis vor wenigen Jahren versorgten nahezu ausschließlich zentral gesteuerte Kraftwerke die Verbraucher mit Strom. Dieser wurde für gewöhnlich dort erzeugt, wo er in hohem Maße nachgefragt wurde. Resultat ist ein Stromnetz, das in der jetzigen Form als Einbahnstraße konzipiert ist: Das Übertragungsnetz transportiert den Strom aus den konventionellen Kraftwerken in die Ballungszentren. Über Hoch-, Mittel-, und Niederspannungsnetze gelangt der Strom an industrielle Abnehmer und die kleinen Verbraucher.

Darstellung der Spannungsebenen

Grafik vergrößern

Die Umstrukturierung des bestehenden Energieversorgungssystems im Rahmen der Energiewende wird sich auf allen vier Spannungsebenen vollziehen.

Höchstspannung (HöS)

Die Höchstspannungsnetze werden in Europa heutzutage mit einer Spannung von 380 kV betrieben. Es existieren vereinzelt noch ältere Netze, deren Netzspannung 220 kV beträgt. Auf dieser Ebene gibt es keine Verbraucher. Als reine Transportnetze verbindet diese Netzebene einerseits die Kraftwerke mit den Umspannwerken. Andererseits schließt sie das Transportnetz eines Unternehmens an das des Nachbarn an. Eine besondere Bedeutung kommt der HöS-Ebene für den Energieaustausch beispielsweise bei Kraftwerksausfällen zu. Innerhalb eines Verbundnetzes kann Leistung bei einem Netzverlust von rund 3 % transportiert werden.

Hochspannung (HS)

Das Hochspannungsnetz versorgt das MS und wird mit einer Nennleistung von 110 kV betrieben. Zum geringen Teil werden die Hochspannungsnetze direkt von einem Mittel- oder Spitzenlastkraftwerk versorgt, in den meisten Fällen beziehen die Netze den Strom jedoch aus dem Höchstspannungsnetz.

Mittelspannung (MS)

Das Mittelspannungsnetz wiederum empfängt Strom über Umspannstationen aus einem Hochspannungsnetz. Hier wird die Spannung auf Mittelspannung, d.h. in der Regel 10 kV oder 30 kV, transformiert. Der direkte Anschluss von Endverbrauchern an das Mittelspannungsnetz ist selten. Stattdessen werden an die MS-Ebene Netzstationen der NS-Ebene angeschlossen und die elektrische Energie innerhalb der einzelnen Stadt- oder Landbezirke verteilt. Die Netzstationen wiederum sind über Trennstellen mit dem Stromnetz verbunden, so dass sie im Falle einer Störung vom Netz genommen werden können, ohne den Betrieb des übrigen Netzes zu behindern.

Niederspannung (NS)

Die Versorgungsaufgabe am Niederspannungsnetz wird zunehmend durch dezentrale Energieerzeuger und neue Verbrauchstechnologien bestimmt. Hier ist der größte Teil der Verbraucher angeschlossen. Es ist über Netzstationen mit dem Mittelspannungsnetz verbunden und arbeitet mit einer Spannung von 0,4 kV. Maximal können Lasten von 300 kW angeschlossen werden.

Innovative Technologieübersicht im Übertragungsnetz

In der dena-Netzstudie II wurde ein Ausbaubedarf auf Übertragungsnetzebene von bundesweit mehr als 3.600 km neuen 380 kV-Leitungen und auf Verteilnetzebene von 135.000 km - 193.000 km identifiziert. Darüber hinaus wurde ein Umrüstungsbedarf bei bestehenden Netzen auf einer Leitungslänge von über 20.000 km erkannt. Die Kosten des Aus- und Umbaus bei konventionellem Leitungsbau belaufen sich allein für das Verteilnetz auf 28 – 42 Mrd. €. Der Einsatz innovativer Betriebsmittel würde den Netzausbau und folglich auch die Kosten erheblich reduzieren.

In der Hoch- und Höchstspannungsebene ist ein notwendiger Ausbau meist Folge von Verletzungen der thermischen Grenzen. Als innovative Technologien um die Grenzen einzuhalten gelten, wie im Übertragungsnetz, Hochtemperaturseile oder Dreier- oder Viererbündel. Der Einsatz von Hochtemperaturseilen ruft jedoch größere magnetische Feldstärken entlang der der Leitungstrassen hervor, so dass eine Genehmigung vielerorts fraglich ist. Des Weiteren werden durch den Einsatz höhere Transportverluste verursacht, die in die Betriebskosten einfließen.

Hochtemperaturleiterseile (HTLS)

Bei Hochtemperaturleiterseilen (HTLS : high-temperature-low-sag) ist bei gleicher Strombelastung ein wesentlich geringerer Durchhang als bei standartmäßig eingesetzten Seilen vorhanden. So kann bei gleichem Durchhang eine höhere Stromtragfähigkeit erreicht werden.

Flächenbedarf und Sichtbarkeit der Trassen unterscheiden sich daher nicht von herkömmlichen Freileitungen. Selbst die Masthöhe bleibt unverändert, sofern die erforderlichen Bodenabstände der Leiterseile auch im Fall hoher Auslastung berücksichtigt werden.

Zwar sind HTLS aufgrund der eingesetzten Materialien teurer als herkömmliche Aluminium-Stahl-Leiterseile, dafür erweisen sie sich als hitzeresistenter und ermöglichen höhere Übertragungsströme. Es muss jedoch sichergestellt sein, dass die Grenzwerte der Bundesimmissionsschutzverordnung (26. BImSchV) eingehalten werden. Zudem muss die zugehörige Netzleit- und Netzschutztechnik an die höheren Übertragungsleistungen angepasst werden. Ferner sind die Übertragungsverluste wegen der höheren Temperaturen größer.

Zum Einsatz kommen HTLS  insbesondere als Verstärkungsmaßnahme im Bestandsnetz auf Verteilnetzebene. Auf Höchstspannungsebene wird in Deutschland derzeit ein Pilotprojekt durchgeführt, um Fragen nach Immissionswerten, elektrischem und mechanischem Langzeitverhalten und Robustheit zu erörtern.

Freileitungsmonitoring

Werden Freileitungen witterungsabhängig  betrieben, also bei kaltem und windigem Wetter mit stärkerer Belastung, um so mehr Leistung pro Leitung übertragen zu können, spricht man Freileitungsmonitoring. Die Strombelastbarkeit lässt sich dabei maximal bis zu 50% im Norden 30% in Mitteldeutschland und 15% im Süden ausdehnen. Hierbei wird die Leitertemperatur entweder mittels einer Messung der Seilzugspannung oder am Betriebsmittel bestimmt oder durch Berechnungen auf Basis von Wetterdaten abgeschätzt.

Der witterungsabhängige Freileitungsbetrieb wird bereits vielfach eingesetzt, beispielsweise hat der Übertragungsnetzbetreiber TenneT 2011 mehr als 900 km Höchstspannungsleitungen und 20 Umspannwerke auf eine wettergeführte Betriebsweise umgerüstet.

Flächenbedarf und Sichtbarkeit der Trassen unterscheiden sich nicht von herkömmlichen Freileitungen. Die erhöhten Stromflüsse führen jedoch zu größeren Übertragungsverlusten. Da es sich bei dem Freileitungsmonitoring nur um einen temporären Nutzen handelt, verringert sich der Bedarf neuer Übertragungsnetze hierdurch nur in geringem Maße.

Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ)

Hochspannungsgleichstromübertragung eignet sich insbesondere für den Transport von Strom über weite Strecken, da dieser ohne große Verluste übertragen werden kann. Bei der Gleichstromübertragung gehen infolgedessen 30 bis 50 Prozent weniger Energie verloren. Darüber hinaus werden weniger Überlandleitungen benötigt, weil die HGÜ mehr Strom durchleiten kann. Aufgrund der hohen Investitionskosten wird diese Technik erst ab einer Trassenlänge von 400 km wirtschaftlich.

Innovative Technologien im Verteilnetz

In den Verteilnetzen wird der erforderliche Netzausbau auf Nieder- und Mittelspannungsebene im Wesentlichen durch Verletzungen der Spannungskriterien hervorgerufen. Neue Netztechnologien, wie Spannungs-Blindleistungsregelung der Wechselrichter, regelbarere Ortsnetzstationen und die direkte oder indirekte Spannungsregelung könnten den Umfang konventioneller Ausbaumaßnahmen reduzieren, teilweise sogar vermeiden. Spannungsintervallgrenzen können durch Blindleistungskompensationsanlagen oder regelbare Ortsnetzstationen unabhängiger genutzt werden, was die Aufnahmefähigkeit der Netze steigert.

Das Netz- und Einspeisemanagement wird als eine Option angesehen, da hierdurch gerade im Verteilnetz selten auftretende Überlastungssituationen derart abgesichert werden können, so dass ein Netzausbau vermieden werden kann. Dieses steht in engem Zusammenhang mit dem Wechselspiel zwischen Smart Grids und Smart Markets. Energiespeicher als spezielle Art von Komponenten für das Last- bzw. Einspeisemanagement werden hier ebenfalls mit einbezogen.

Einspeiseseitiges Blindleistungsmanagement

Insbesondere in der Niederspannungsebene stellt das Spannungskriterium häufig eine restriktive Randbedingung bei der Integration Erneuerbarer Energien dar. Durch eine gezielte Steuerung der Blindleistungseinspeisung von Erneuerbaren Energien können unzulässige Spannungserhöhungen vermieden werden.

In der BDEW Mittelspannungsrichtlinie, die in ihrer aktuellen Form seit dem 01. Januar 2009 für alle Erzeugungsanlagen mit Anschluss am Mittelspannungsnetz gültig ist, ist bereits heute formuliert, welchen Beitrag dezentrale Erzeugungsanlagen an der Spannungshaltung leisten müssen.

Die Anforderungen an Anlagen, welche im Niederspannungsnetz angeschlossen sind, werden in der VDE-Anwendungsregel 4105 aufgeführt, die seit dem 01. Januar 2012 für alle neuen Erzeugungsanlagen verbindlich ist. Diese ähnelt in ihren Vorgaben sehr der BDEW Mittelspannungsrichtlinie, weist aber in einigen Punkten Unterschiede auf. Im Gegensatz zu der BDEW Mittelspannungsrichtlinie, die unterschiedliche Möglichkeiten zur Blindleistungsregelung vorgibt, wird für die Niederspannung in der Richtlinie eine einheitliche Kennlinie angesetzt. Verteilnetzbetreiber können abhängig von ihren jeweiligen Gegebenheiten auch abweichende Kennlinien fordern.

Durch eine direkte zentrale Steuerung und Spannungs-Blindleistungsoptimierung in der Leitwarte eines Verteilnetzbetreibers könnten weitere Optimierungspotenziale gehoben werden.

Regelbarer Ortsnetztransformator

Durch den Einsatz von stufbaren oder regelbaren Ortsnetztransformatoren wird der Spannungsbetrag von Niederspannungssträngen von der Spannung im Mittelspannungsnetz entkoppelt. Dies hat eine Ausweitung der Spannungsbandgrenzen in Nieder- und Mittelspannungsnetzen zur Folge und erlaubt das Ausschöpfen des gesamten Spannungsintervalls von UN ± 10 %. Somit können spannungsbandbedingte Netzengpässe aufgehoben werden.

Bereits heute stellen stufbare Ortsnetztransformatoren eine zu beachtende Alternative zum konventionellen Netzausbau dar, insbesondere wenn dadurch lange Genehmigungsverfahren vermieden werden können. In der dena Verteilnetzstudie wurde abgeschätzt, dass bis 2030 stufbare Ortsnetztransformatoren die deutschlandweiten Netzinvestitionen zur Integration von EE-Anlagen im Niederspannungsnetz verglichen mit konventionellem Netz-ausbau um 32 % reduzieren können. Es ist zu erwarten, dass vor allem in den ländlichen Netzen in NRW ein hohes Potential für den Einsatz von stufbaren Ortsnetztransformatoren besteht.

Spannungsregler

Durch gezielten Einsatz von Spannungsreglern in Nieder- und Mittelspannungsnetzen lässt sich die Spannung punktuell in Abhängigkeit der Einspeise/Last-Situation einstellen. Damit kann wie bei stufbaren Ortsnetztransformatoren ebenfalls ein Spannungsintervall von UN ± 10 % ausgeregelt werden und es können somit spannungsbedingte Netzengpässe behoben werden.

Im Vergleich zu stufbaren Ortsnetztransformatoren können die Spannungsregler an nahezu beliebiger Stelle in einem Strang ein-gebaut werden und somit besser zur gezielten Behebung lokaler Engpässe eingesetzt werden. Allerdings ist die Netzintegration von Spannungsreglern in der Regel teurer, da dies mit weiteren Baukosten verbunden ist, wie die Beschaffung eines Grundstücks mit Fundament, die Auftrennung eines Bestehenden Kabels, den Einbau von Schutztechnik, etc. Bisher existieren lediglich wenige prototypische Installationen und bis 2033 wären Kostensenkungen erforderlich, um das Potential von Spannungsreglern zu heben.

Trennstellenverlagerung

Eine Umrüstung von Leistungsschaltern in Mittelspannungsnetzen ermöglicht die Implementierung einer automatisierten Trennstellenverlagerung. Damit können zur Vermeidung von Netzengpässen Topologieänderungen vorgenommen werden, indem Trennstellen innerhalb eines offen betriebenen Ringnetzes verlagert werden.

Zudem kann die Trennstellenverlagerung in Störungssituationen zur schnelleren Wiederversorgung ungestörter Bereiche eingesetzt werden.

Bisher sind fernsteuerbare Leistungsschalter für die Mittelspannung verhältnismäßig teuer und es existieren lediglich wenige prototypische Installationen. Bis 2033 wäre eine deutliche Kostensenkung erforderlich, um das bisher vergleichsweise niedrige Potential der automatisierten Trennstellenverlagerung zu heben.

Wechselrichter an dezentralen Energiewandlungseinheiten

Wechselrichter wandeln Gleichstrom in Wechselstrom. Sie speisen elektrische Energie aus regenerativen Stromerzeugungsanlagen in ein vorhandenes Wechselspannungsnetz ein. Dabei richten sie sich nach der vom Netz vorgegebenen Phase, arbeiten also netzsynchron und schalten Strom aus nicht netzsynchron arbeitende Generatoren phasengleich. Weitere Anwendungsgebiete sind Frequenzumrichter, bei denen eine Wechselspannung zunächst gleichgerichtet wird und damit dann ein Wechselrichter betrieben wird. Somit können Wechselspannungsnetze, die nicht synchron laufen oder gar unterschiedliche Frequenzen aufweisen, gekoppelt werden.

Werden dezentrale Erzeugungsanlagen mittels moderner Wechselrichter an das Stromnetz geschlossen, besteht die Möglichkeit neben der Einspeisung von Wirkungsleistung zudem induktive Blindleistung bereitzustellen bzw. zu beziehen. Ziel ist im Fall einer Spannungsanhebung das Niveau direkt am Ort der Entstehung wieder auszugleichen.

Speicher im Netzkontext

Im Kontext der Netze sind Speicher je nach Betriebszustand spezielle Einspeiser oder Lasten und müssen auch als solche berücksichtigt werden. Speicher können von ihrer Funktion her netzdienlich oder marktdienlich eingesetzt werden. Bei netzdienlichem Einsatz können Netze entlastet werden und Systemdienstleistungen bereitgestellt werden. Bei marktdienlichem Einsatz dient die Flexibilität der Pufferung der lokalen oder überregionalen EE-Einspeisung.

Eine Maßnahme mit kurzfristiger Umsetzbarkeit sind Batterien, die zum Beispiel zur Ergänzung zu einer PV-Anlage mit Eigennutzung und als Speicher für überschüssige Erzeugungsenergie verwendet werden. Wenn die Elektrifizierung der Kraftfahrzeuge jedoch weiter voranschreitet, könnte insbesondere die Steuerung von Fahrzeugbatterien netzentlastend eingesetzt werden. Sowohl durch eine Ladung in Zeiten starker Erzeugung dezentraler Einspeisungen als auch durch eine Rückspeisung bei lokalen Erzeugungsdefiziten könnte der Einsatz von Speichern Netzausbau substituieren. Dies ist allerdings aufgrund der geringen Energie einer einzelnen Batterie erst bei einer hohen Durchdringung von elektrischen Fahrzeugen sinnvoll. In der Bundesrepublik Deutschland sollen bis zum Jahr 2020 eine Million elektrisch betriebene Fahrzeuge zugelassen sein, davon ein Viertel, also 250.000 Elektrofahrzeuge, in Nordrhein-Westfalen.

Supraleitende Kabel

Eine weitere innovative Technologie stellen supraleitende Kabel dar, die auf ca. 90 Kelvin gekühlt werden und so nahezu verlustfrei Strom transportieren können. Resultat ist eine etwa fünfmal größere Übertragungskapazität im Vergleich zu konventionellen Kupferleitungen.

Herr Dipl.-Ing. Frank Schäfer
Leiter Netzwerk Netze und Speicher
Leiter Themengebiet Netze, Speicher, Pumpspeicher, Systemtechnik und Systemdienstleistungen

EnergieAgentur.NRW
Telefon: 0211 86642147
schaefer@energieagentur.nrw

Frau Bettina Miserius M.A.
Netzwerk Netze und Speicher
EnergieAgentur.NRW
Telefon: 0211 86642211
miserius@energieagentur.nrw
Twitter
XING

Frau Dr.-Ing. Alexa Velten
Kompetenzzentrum Systemtransformation und Energieinfrastruktur
Netzwerk Netze und Speicher

EnergieAgentur.NRW
Telefon: 0211 86642413
velten@energieagentur.nrw

Frau Jasmin Wagner M.Sc.
Netzwerk Netze und Speicher
EnergieAgentur.NRW
Telefon: 0211 86642271
wagner@energieagentur.nrw

Sie erreichen die EnergieAgentur.NRW außerdem werktags von 8 bis 18 Uhr über die Hotline unter 0211 - 8371930.