Siemens stellt Leitwarte der Zukunft vor

Mit zunehmender Anzahl dezentraler Erzeugungsanlagen bei gleichzeitig reduzierter konventioneller Kraftwerksleistung nimmt die Störanfälligkeit des elektrischen Energieversorgungssystems zu. Auch das Zeitfenster, das bleibt, um auf kritische Störungen zu reagieren, wird dadurch immer kleiner. Verbesserte Steuerungs- und Regelungstechniken für die Leitwarten, die das Netz überwachen und aus der Ferne steuern, sind daher unabdingbar. „Wir brauchen in Zukunft Leitwarten, die das hochdynamische Stromnetz mit einer Autopilot-Funktionalität selbständig regeln und stabil halten“, sagte Prof. Dr. Rainer Krebs, Leiter der Beratungseinheit für den Betrieb und Schutz von Stromnetzen in der Siemens-Division Energy Management.

Im Projekt DynaGridCenter entwickelte Siemens zusammen mit Partnern aus der Forschung und Wissenschaft eine neue Generation von Netzleitwarten, die genau dies leisten sollen. Konkret wurde untersucht, wie man dynamische Vorgänge, ausgelöst durch die ungleichmäßige Lastverteilung im Stromnetz, sichtbar macht und gezielt darauf reagiert. Im Ergebnis standen Assistenzsysteme für das Übertragungsnetz, die nach Auskunft von Siemens zum einen in der Lage sind, das System selbsttätig so zu regeln, dass der Netzbetrieb jederzeit möglichst ruhig und stabil bleibt. Zum anderen ermöglichen sie es, Störungen frühzeitig zu erkennen, damit unerwünschte Auswirkungen vermieden werden.

Foto: Siemens AG

Um das Netz zu beobachten, nutzten die Wissenschaftler eine Labor-Netzleitwarte, die an der Technischen Universität Ilmenau steht, und koppelten sie an ein simuliertes Stromnetz, das die Otto-von-Guericke Universität in Magdeburg betreibt. Sogenannte Phasor Measurement Units (PMUs) übermitteln alle 20 Millisekunden die Höhe und den Phasenwinkel von Strom und Spannung und ergänzen damit die bisher im Sekundenbereich übermittelten Messwerte um eine hochdynamische Komponente. Die PMU-Messdaten sind zeitlich synchronisiert und können so direkt miteinander verglichen werden. So werden unerwünschte Schwingungen und transiente Übergangsvorgänge im Netz sichtbar.

„Bisher können diese gefährlichen, dynamischen Vorgänge im Netz, die zum Blackout führen können, nur mittels so genannter präventiver Maßnahmen vermieden werden“, sagte Krebs. Dafür greifen die Netzbetreiber in die Fahrpläne von Kraftwerken ein, um drohende Engpässe zu verhindern. Dieser so genannte Re-dispatch verursacht Kosten von bis zu einer Milliarde Euro pro Jahr. Einfacher und vor allem günstiger ist es, die Leitungen optimal auszulasten und nur bei Überlastung kurativ einzugreifen. Dies ermöglichen die neuen Monitoring- und Steuerungsprogramme, da sie erstens die gefährlichen Situationen, die bei Überlast entstehen, sichtbar machen und zweitens viel schneller als menschliches Personal die notwendigen Gegenmaßnahmen einleiten.

Das auf drei Jahre angelegte Forschungsprojekt mit dem Namen DynaGridCenter startete am ersten Oktober 2015. Projektpartner waren Siemens, die Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg, die Technische Universität Ilmenau, die Ruhruniversität Bochum, das Fraunhofer Institut für Fabrikbetrieb und Automatisierung (IFF) in Magdeburg sowie das Fraunhofer-Institut für Optronik, Systemtechnik und Bildauswertung, Institutsteil Angewandte Systemtechnik (IOSB-AST) in Ilmenau. Assoziierte Projektpartner waren die Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission, TransnetBW, TenneT und Amprion. Die Koordination des Verbundprojekts lag bei Siemens. Das Projekt ist Teil der Forschungsinitiative „Zukunftsfähige Stromnetze und wurde vom Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) mit rund fünf Millionen Euro gefördert. Ein Anschlussprojekt namens InnoSys2030 soll jetzt zeigen, ob die Systeme auch in realen Stromnetzen funktionieren. Ein weiteres Folgeprojekt wird dem dynamischen digitalen Zwilling von Stromnetzen gewidmet sein.

www.siemens.com

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