Aktuell / 17.05.2018

Blindleistung managen im Mittelspannungsnetz

Das Stromnetz benötigt künftig neue technische Lösungen, um die nötige Blindleistung bereitzustellen. © thinkstock, moommama

Die Energiewende stellt Netzbetreiber vor neue Herausforderungen. Die Bereitstellung von Blindleistung im Stromnetz erfolgt bisher vorrangig durch konventionelle Kraftwerke. Sie gleichen die Blindleistungsflüsse aus, die Spannungshaltung und Netzstabilität beeinflussen.

Wie lässt sich künftig der Blindleistungsbedarf von Mittelspannungsnetzen bereitstellen, wenn konventionelle Kraftwerke eine immer geringere Rolle bei der Stromversorgung spielen? Dieser Frage gehen Wissenschaftler im Forschungsprojekt SyNErgie (Systemoptimierendes Netz- und Energiemanagement für die Verteilungsnetze der Zukunft) nach. Dazu identifizierten und bewerteten sie die Optionen, die dezentrale Anlagen im Stromnetz (Erzeugungsanlagen aber auch Betriebe mit Kompensationsanlagen) bieten. Die Ergebnisse ihrer Untersuchungen wurden durch die beteiligten Netzbetreiber hinsichtlich der Implementierbarkeit in Netzplanungs- und -betriebskonzepten für Mittelspannungsnetzbetreiber evaluiert.

Kompensation von Blindleistung im Firmennetz

Im Fokus der Untersuchungen standen betriebliche Anlagen zur Kompensation von Blindleistung (Q) im Netz großer Firmen, die in der Mittelspannungsebene angeschlossen sind sowie dezentrale Einspeiser wie Solar- und Windenergieanlagen. In einem ersten Schritt ermittelten die Projektpartner das theoretische Blindleistungspotenzial über analytische Ansätze. Anschließend bestimmten sie dieses an ausgewählten realen Anlagen genauer über Messungen. Hierbei setzten sie bis zu 18 Messgeräte, die eine Auflösung bis in den 1-Sekundenbereich ermöglichten, zeitgleich ein.

 

„Bei der Analyse der Betriebe konnten sowohl kapazitive Potenziale, aber teilweise auch durchgängig verfügbare induktive Potenziale nachgewiesen werden, was im Zuge einer ggf. zukünftig marktwirtschaftlichen Blindleistungsbeschaffung interessante Optionen ermöglicht,“ sagt Prof. Dr.-Ing. Oliver Brückl von der Ostbayerischen Technischen Hochschule Regensburg, der das Vorhaben mit seinem Team wissenschaftlich begleitete.

Blindleistungsbereitstellung im Feldversuch erprobt

Die erarbeiteten technischen Lösungsansätze zur Blindleistungsbereitstellung in Verteilungsnetzen wurden mit Unterstützung einzelner Firmen über Feldversuche bei der Main-Donau Netzgesellschaft und bei Mainfranken Netze unter Realbedingungen erprobt. Die Projektpartner FRAKO Kondensatoren- und Anlagenbau sowie KBR nahmen die dafür erforderlichen Hard- und Softwareanpassungen an den Kompensationsanlagen vor. Hierbei wurden neue netzdienliche Funktionalitäten an den Kompensationsanlagen und übergeordneten Regeleinheiten umgesetzt.

 

Der Projektverbund fasst das Resümee von SyNErgie so zusammen: „Blindleistungspotenziale bei Betrieben wurden nachgewiesen. Die Grundsteine für technische Lösungen zur Hebung von Blindleistungspotenzialen bei Betrieben wurden gelegt. Nun bedarf es seitens der regulatorischen Randbedingungen Impulse, um die Entwicklungen auf diesem Gebiet voran zu bringen.“

Konzept der dezentralen Blindleistungsregelung

Schematische Darstellung des autarken dezentralen Regelkonzepts mit Prognose des Blindleistungsverhaltens des Stromnetzes mittels lokaler Führungsgrößen bzw. historischer Messdaten. © Matthias Haslbeck, OTH Regensburg

Das neu entwickelte Konzept der dezentralen Blindleistungsregelung wurde im Feldversuch getestet. Die Herausforderung bestand darin, dass großflächige Mittelspannungsnetze über eine Vielzahl von potenzieller Blindleistungsquellen verfügen, die über das Versorgungsgebiet verteilt und in der Regel nicht über Kommunikationstechnik an die Netzleitstelle angebunden sind. Für solche Fälle strebt der Projektverbund die Entwicklung eines autarken Regelkonzeptes an. Dabei war das Ziel, die Blindleistungsquellen nur über lokal verfügbare Messgrößen und/oder historische Messdaten netzdienlich zu steuern. Die Einhaltung von Strom- und Spannungsrestriktionen im Mittelspannungsnetz werden dabei nicht über Messtechnik, sondern über Planungsansätze sichergestellt. Um einen zielgerichteten Blindleistungsabruf an der jeweiligen Blindleistungsquelle koordinieren zu können, bedarf es geeigneter Methoden zur Prognose des Blindleistungsverhaltens bzw. des Blindleistungsbedarfs des Stromnetzes. Diese werden im Folgenden näher erläutert.

Dezentrale Bedarfsprognose als Schlüssel der dezentralen Blindleistungsregelung

Vergleich der Blindleistungsprognosen mit den vorgestellten Methoden zum realen Ist-Blindleistungsverhalten am UW-Transformator am Beispiel von KW 36/37 (Jahr 2017) mit realen Daten aus dem Feldversuch © Matthias Haslbeck, OTH Regensburg

In SyNErgie wurden zwei unterschiedliche Prognoseansätze untersucht: die Regressions- und Zeitreihenanalyse. Die Regression stellt einen mathematischen Zusammenhang zwischen der Blindleistung und einer geeigneten Führungsgröße her. In einer umfangreichen Korrelationsuntersuchung im betrachteten Feldversuchsnetz konnten die Wissenschaftler beispielsweise bei Betrieben den Wirkleistungsbezug und bei Photovoltaikanlagen die Wirkleistungseinspeisung als hinreichend genaue Führungsgrößen identifizieren.

 

Die zweite Methode beruht auf einer Zeitreihenanalyse. Hierbei werden historische Messdaten für das Verhalten der Blindleistung in verschiedene Bestandteile zerlegt: Während die Zykluskomponente den mittleren Wochenverlauf eines Jahres beschreibt, spiegelt die Trendkomponente den jahreszeitlichen Einfluss wider. Stochastische Abweichungen und sonstige Störungen, die nicht diesen beiden anderen Komponenten zugeordnet werden können, werden in einer Restkomponente zusammengefasst. Zur Prognose werden die Zyklus- und Trendkomponente additiv überlagert, während die Restkomponente nicht in die Prognose übernommen wird. Von großer Relevanz sind zudem das periodische Verhalten des Betriebes im wöchentlichen Rhythmus sowie die unterschiedlichen Verläufe an Werktagen, Wochenenden, Feiertagen.

 

Beide Prognosen zeigen im untersuchten Zeitbereich gute Übereinstimmung mit der Messung aus dem Feldversuch. Die Genauigkeit einer Prognose hängt vor allem von der Dominanz eines Betriebes oder eines Einspeiseanlagentyps (z. B. PV) ab, da dieser das Blindleistungsverhalten des Stromnetzes maßgeblich beeinflusst. Im betrachteten Stromnetz herrscht ein ausgeglichenes Verhältnis zwischen Einspeisung und Verbrauch. Deshalb wurde für die Auswertung der dezentralen Blindleistungsregelung im Feldversuch eine Kombination aus beiden Prognoseansätzen verwendet. In der Abbildung sind Zeitreihen der beschriebenen Prognosemethoden den realen Messdaten aus dem Feldversuch in einem exemplarischen Ausschnitt von zwei Wochen gegenübergestellt.

Vielversprechende Ergebnisse des Feldversuchs

Einfluss der dezentralen Blindleistungsregelung auf die Wirk-Blindleistungsbilanz des untersuchten Mittelspannungsnetzes im Feldversuch. Das unbeeinflusste Ausgangsverhalten ist in rot und das mit aktiver dezentraler Blindleistungsregelung durch die Kompensationsanlagen eines Betriebes ist in blau dargestellt. © Matthias Haslbeck, OTH Regensburg

Die Abbildung zeigt als Beispiel den Einfluss auf das Wirk-Blindleistungsverhalten eines Mittelspannungsnetzes. Hierbei wird über einen Betrieb, der Blindleistung mit Hilfe des Ansatzes der dezentralen Blindleistungsregelung bereitstellt, versucht die Blindleistungsbilanz der Netzgruppe gegen null zu kompensieren. Unter Berücksichtigung des Blindleistungspotenzials des betrachteten Betriebes (ca. -6 MVAr bis ca. 4 MVAr) und im Rahmen der Prognosegenauigkeit (µ = -2,3 kVAr, σ = 427 kVAr) kann das induktive Maximum um ca. 1,2 MVAr, also fast um die Hälfte reduziert werden. Auch das kapazitive Extremum lässt sich um ca. 0,3 MVAr senken, da der betrachtete Betrieb ein durchgängiges, auch nachts und am Wochenende verfügbares, induktives Potenzial aufweist.

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SyNErgie - Systemoptimierendes Netz- und Energiemanagement für die Verteilungsnetze der Zukunft

Förderkennzeichen
03ET7537A-E

Laufzeit
2015-03-01  –  2018-05-31

Was ist Blindleistung „Q“?

Überwiegend beim Auf- und Abbau magnetischer Felder, zum Beispiel in elektrischen Motoren, entsteht(Verschiebungs-)Blindleistung Q. Blindleistung kann am Verbraucher nicht in Nutz-/Wirkenergie, wie Licht oder Wärme umgesetzt werden. Sie trägt deshalb den Zusatz „Blind“. Trotzdem belastet sie das Netz und die gesamte Netzinfrastruktur. Blindleistungsflüsse werden zur Spannungshaltung und Netzstabilität im Stromnetz aktiv hervorgerufen. Derzeit gleichen vorrangig konventionelle Kraftwerke den Blindleistungsbedarf aus. Aufgrund des sukzessiven Wegfalls der Großkraftwerke benötigt das Stromnetz jedoch alternative Lösungen.

Projektbeteiligte

Projektleitung, Entwicklung von Planungsstrategien und Regelalgorithmen
Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg, Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher

Prof. Dr.-Ing. Oliver Brückl
oliver.bruecklatoth-regensburg.de

Selbstgeführter Master-Q-Regler
KBR Kompensationsanlagenbau GmbH

Entwicklung fremdgeführter Blindleistungs-Masterregler
Frako Kondensatoren- und Anlagenbau GmbH

Feldversuch zur zentralen Blindleistungsregelung
Mainfranken Netze GmbH

Überarbeitung der Netzplanungs- und Netzführungsprozesse
MDN Main-Donau Netzgesellschaft mbH

Forschungsergebnisse Online

Eine ausführlichere Darstellung aller Ergebnisse ist im Abschlussbericht unter www.fenes.net und der Forschungsinitiative Stromnetze zu finden.

Forschungsförderung

Das Informationssystem EnArgus bietet Angaben zur Forschungsförderung, so auch zu diesem Projekt.