Intelligentes Netzmanagement: Interview mit Dr. Stefan Küppers, Technischer Geschäftsführer der Westnetz GmbH

28. Juli 2016 | Kira Crome

© Uwe Schlick/pixelio.de

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In diesem Frühjahr erzielten Erneuerbare Energien neue punktuelle Einspeisehochs. Die starken Schwankungen in der wetterabhängigen Energieerzeugung aus Wind- und Solaranlagen führen die Stromnetze vor hohe Belastungen. Im vergangenen Jahr musste der größte deutsche regionale Verteilnetzbetreiber Westnetz rund 40 Millionen Kilowattstunden aus regenerativen Energien abregeln. Dr. Stefan Küppers, Technischer Geschäftsführer der Westnetz GmbH, erläutert im Interview, wie die RWE-Tochter mit Sitz in Dortmund die Stromnetze im Westen Deutschlands mit intelligentem Netzmanagement für die Energiewende fit macht.

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Am zweiten Maisonntag wurden knapp 95 Prozent des Strombedarfs in Deutschland durch Erneuerbare Energien gedeckt. Am traditionell verbrauchsarmen Pfingstwochenende erreichte ihr Anteil ein erneutes Hoch von bis zu 80 Prozent in den Mittags- und Nachmittagsstunden des Pfingstsonntags. Die punktuellen Einspeisehochs und die starken Schwankungen in der wetterabhängigen Energieerzeugung aus Wind- und Solaranlagen stellen Netzbetreiber vor große Herausforderungen. „Die Verteilnetze werden aktiver und wir haben immer mehr Eingriffe in das Stromnetz, um die Netzstabilität und damit auch die Versorgungssicherheit jederzeit gewährleisten zu können“, sagt Dr. Stefan Küppers, Technischer Geschäftsführer der Westnetz GmbH. Ein Gespräch über die Herausforderungen, komplexere Koordinierungsfunktionen und intelligentes Netzmanagement beim größten deutschen Verteilnetzbetreiber.

Herr Dr. Küppers, die Anzahl der Erneuerbare Energie-Anlagen wächst auch im Westnetz-Gebiet. Mussten Sie an den Tagen mit hoher Einspeisung Anlagen abregeln?
Dr. Stefan Küppers: Die teilweise enormen Mengen und die stark fluktuierende Verfügbarkeit bei der Einspeisung von regenerativem Strom in das Verteilnetz stellt auch uns als Westnetz vor große Herausforderungen. Da unter diesen schwierigen Bedingungen weiterhin die Versorgungssicherheit höchste Priorität genießt, müssen die Fachleute in den Netzleitstellen umfangreiche Maßnahmen zur Erfüllung der Anforderungen umsetzen, dazu zählt insbesondere das Einspeisemanagement, mit dessen Hilfe die Einspeisung in Engpassgebieten vorübergehend reduziert werden muss.

Die Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien stieg im Jahr 2015 um rund 20,6 Prozent auf 16,5 Milliarden Kilowattstunden im Vergleich zum Vorjahr. Welche Erzeugungsart hat dabei den größten Anteil in Ihrem Netzgebiet und welche wird am häufigsten abgeregelt?

Welche regenerative Energie am meisten Strom in das Netz einspeist, hängt entscheidend von den Wetterverhältnissen ab. Im Gebiet der Westnetz haben wir bezogen auf die installierte Leistung etwas mehr Windkraft- als Photovoltaikanlagen am Netz. An wolkenreichen, aber stürmischen Tagen ist es bezogen auf die Leistung die Windkraft, an wolkenlosen und windstillen Tagen die Photovoltaik, die bei uns die Einspeisung dominiert. Dazwischen treten alle Kombinationen auf. Über das gesamte Jahr 2015 betrachtet hat die Windkraft bezüglich der installierten Leistung bei Westnetz einen Anteil von 55 Prozent und die Sonnenenergie von 36 Prozent. Über das gesamte Jahr 2015 betrachtet hat die Windkraft mit 56 Prozent den größten Anteil an der Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien. In die Windkrafterzeugung musste auch am häufigsten eingegriffen werden. Energetisch reden wir hier aber nur über einen Anteil von weniger als einem halben Prozent der gesamten Windenergie.

Mit welchen Maßnahmen reagieren Sie derzeit auf plötzlich auftretende kritische Situationen, um das Netz zu stabilisieren? Wie harmonisieren Sie Erzeugung und Verbrauch im Netz?
Für den Ausgleich zwischen eingespeister Energie und Verbrauch sind nach Energiewirtschaftsgesetz in Deutschland die vier Übertragungsnetzbetreiber zuständig. Sie erstellen laufend eine Lastprognose, koordinieren den Kraftwerkseinsatz und sorgen kurzfristig mit der sogenannten Regelreserve für den Ausgleich. Um den Netzbetrieb aktuell stabil zu halten, regeln wir immer häufiger die Einspeiser ab oder müssen die Spannung beziehungsweise die Blindleistung in Grenzen halten.

Um diese Belastungszustände zu überwachen und zu managen, braucht es „intelligente“ Stromnetze. Mit welchen innovativen Mitteln koordinieren Sie flexible Verbraucher und Lastenverschiebungen im Netz?
RWE hat verschiedene Projekte aufgesetzt, um das Verteilnetz intelligenter zu machen, im Sinne eines Smart Grid. Denn die optimale Steuerung von Erzeugung, Speicherung und Verbrauch lässt sich nur durch den Einsatz neuester Technologien realisieren. Wir entwickeln neue Konzepte und Technologien, welche die Flexibilität und Leistungsfähigkeit der Netze steigern. Damit wir möglichst selten eingreifen müssen, haben wir Techniken entwickelt und eingeführt: Etwa die Weitbereichsregelung in der Mittelspannung, die eine flexible Anpassung der Sammelschienenspannung in Abhängigkeit von der Last- und Einspeisesituation ermöglicht. Damit kann das vorhandene Mittelspannungsnetz mehr Energie ohne zusätzlichen Ausbau transportieren. Oder das wetterabhängige indirekte Leiterseil-Temperaturmonitoring (kurz: WILT), das die relevanten Umgebungsbedingungen wie Windgeschwindigkeit und Temperatur erfasst. Dadurch können Freileitungen deutlich höher ausgelastet werden.

Eine richtungsweisende technische Lösung für Ortsnetze ist der Smart Operator. Er arbeitet als autonome Schaltstelle im Netz, die Stromangebot und -nachfrage kontinuierlich erfasst, aufeinander abstimmt und die Spannungsqualität hält. Der Smart Operator ist zudem eine Schaltstelle zwischen den Haushalten einer Wohnsiedlung und dem örtlichen Verteilnetz. Er optimiert den Stromfluss und stabilisiert so das Netz. Dabei wertet der Smart Operator Daten innerhalb eines Ortsnetzbereichs kontinuierlich aus und errechnet daraus Prognosen zum Stromangebot und -bedarf. So werden Informationen von Erzeugungs- und Verbrauchsstellen innerhalb des Gebietes aufeinander abgestimmt und auf Prognoseabweichungen wird mit kurzfristigen Maßnahmen reagiert.

Wie funktioniert das genau?

Mit intelligenten Zählern wird erfasst, wie viel Strom im Haushalt verbraucht oder selbst erzeugt wird. Ein sogenannter Home Energy Controller kann den Energieverbrauch eines Haushaltes zudem optimieren und nicht benötigte Strommengen an den Smart Operator übermitteln.

Der Smart Operator bündelt die Daten der einzelnen Haushalte und bestimmt daraus das Verhältnis von Angebot und Nachfrage im Netz. Zudem verwertet er Informationen über die Wetterentwicklung und das vorgelagerte Netz. In einem dauernden Aktualisierungsprozess werden ständig neue Daten ermittelt und zu einer jeweils 24-stündigen Netzprognose verdichtet. Auf Grundlage dieser Daten wählt der Smart Operator die Schritte im Optimierungsprozess. Das können Signale an den Home Energy Controller und/oder an die intelligenten Netzkomponenten sein. Auch die Wirksamkeit solcher Maßnahmen wird erfasst und diese Daten werden in der fortlaufenden Smart Operator-Netzoptimierung mitberücksichtigt.

Sie sind als Netzbetreiber für verschiedene Spannungsebenen verantwortlich. Welche Netzebenen sind von den Einspeiseschwankungen aus Sonne, Wind und Biomasse vor allem betroffen?
Im Prinzip sind alle Spannungsebenen betroffen. Dabei wirkt die Photovoltaik besonders in der Nieder- und Mittelspannung, die Windenergie wird in der Mittel- und Hochspannung eingespeist. Sehr große Anlagen – wie auch die Offshore-Windparks – speisen sogar direkt ins Übertragungsnetz ein. Wir sorgen in unserem Netzbereich dafür, dass so viel Energie wie möglich eingespeist werden kann, aber zugleich Spannung, Leistung und Stabilität erhalten bleiben.

Mit welchen technischen Lösungen stellen Sie sicher, dass die Spannungsbandgrenzen eingehalten werden?
RWE hat beispielsweise im Eifelkreis Bitburg-Prüm mit dem Projekt Smart Country ein intelligentes Stromverteilnetz in Betrieb genommen. Die Modellregion mit einer Größe von 178 Quadratkilometern spiegelt die Herausforderungen der Zukunft wider: Viele dezentrale Einspeisungen, geringer Bedarf vor Ort und ein für die neuen Belastungen nicht errichtetes Netz. Konkretes Ziel des Projekts Smart Country war die praktische Erprobung und wirtschaftlich-technische Bewertung von innovativen Netzkonzepten. Dabei werden vor allem moderne Informations- und Kommunikationstechnik, Speicher, kundennahe Spannungsregelung zur besseren Ausnutzung der Netzkapazität sowie leistungsstarke Kabelstrecken getestet. Durch die mittlerweile mehrjährigen Erfahrungen bei Smart Country konnten einige Komponenten bereits in den regulären Netzbetrieb integriert werden.

Mit dem eben schon genannten Konzept der Weitbereichsregelung wird zum Beispiel mithilfe moderner Informations- und Kommunikationstechnik Spannungsschwankungen entgegengewirkt. Ebenso wirken im Rahmen des Projektes als Prototypen entwickelte Spannungsregler in der Mittel- und Niederspannung. Die Anschlussmöglichkeiten für regenerative Erzeugung werden so verbessert.

Zu den eingesetzten neuen Betriebsmitteln zählt auch ein Biogasspeicher. Er speichert anfallendes Biogas mit einem Wirkungsgrad über 98 Prozent und gibt dieses dann an ein effizientes Blockheizkraftwerk zur Strom- und Wärmeerzeugung ab, wenn Sonnen- und Windkraft den Strombedarf nicht decken können. Das macht den Biogasspeicher zu einem virtuellen Stromspeicher und damit zu einem Baustein für die Stromversorgung der Zukunft.

Im Hochspannungsbereich setzen Sie auf Hochtemperatur-Leiterseile. Inwiefern trägt diese Innovation dazu bei, die Netze sicherer zu machen?
Mit Hochtemperatur-Leiterseilen kann die Übertragungskapazität auf vorhandenen Trassen deutlich gesteigert werden. Die Technik eignet sich für die Hochspannungsebene, also bei 110 Kilovolt-Leitungen. Bei einem Projekt in Rheinland-Pfalz ist es uns mit dieser Technik gelungen, zusätzlich von Windrädern erzeugten Strom aus den ländlichen Regionen des Hunsrück abzutransportieren, ohne dass eine neue Trasse mit den damit verbundenen langfristigen Genehmigungsverfahren gebaut werden musste. Die wesentlich höhere Übertragungskapazität von Hochtemperatur-Leiterseilen trägt spürbar zu einer Entlastung der Leitungen bei. Damit wird ein wichtiger Beitrag zu Verlässlichkeit des Gesamtsystems geleistet. Wie eben auch schon erwähnt, ist auch das witterungsabhängige Freileitungsmonitoring eine interessante Technik. Hierbei kann in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit und Temperatur die Strombelastung der Leitung flexibel gefahren werden.

Gibt es in Ihrem Netzgebiet die Möglichkeit, bei Überlastung im Niederspannungsbereich in übergeordnete Netzebenen einzuspeisen? Was bedeutet das technisch und ist die Maßnahme aus Ihrer Sicht sinnvoll?
Das ist nicht möglich, da es in der Regel keine zweite Leitung von einem Erzeuger in eine höhere Spannungsebene gibt. Eine solche Leitung wäre unwirtschaftlich und wird nur in hohen Spanungsebenen eingesetzt. Die Alternative kann nur sein, die Leitungen weiter auszubauen.

Könnten Speicher an kritischen Netzknotenpunkten die Stabilität der Netze fördern – oder sehen Sie solche Technologien eher nah am Verbraucher?
Speicher können helfen, bei Spitzenwerten der Einspeisung Energie aufzunehmen und die Netze zu entlasten. Ein solcher sogenannter Netzspeicher wird gerade in Wettringen von Westnetz getestet. Natürlich gibt es auch mittlerweile viele Speicher beim Kunden. Der Vorteil eines Netzspeichers ist, dass der spezifische Aufwand in einer größeren Anlage geringer ist als in jedem Erzeugerhaushalt. Beide Lösungen sind sinnvoll und werden weiter auftauchen. Die Wirtschaftlichkeit ist heute aber in beiden Fällen noch nicht gegeben.

Die Zahl der Regeleingriffe in Ihrem Netzgebiet ist von 239 an 86 Tagen im Jahr 2014 auf 154 an 81 Tagen in 2015 gesunken. Das entspricht einem Rückgang von 36 Prozent. Rechnen Sie mit einer Fortsetzung des Trends?
Der Effekt wird wohl ein einmaliger sein, da wir in 2015 das WILT-Prinzip an unserem kritischsten Engpass erstmals eingeführt haben und die Wirkung erkennbar ist. Das Prinzip wirkt aber nur einmal und kann bei weiter steigender Einspeisung am Engpass nicht ausgeweitet werden.

Vielen Dank für das Gespräch.

Dr. Stefan Küppers ist Technischer Geschäftsführer der Westnetz GmbH. Das RWE-Tochterunternehmen betreibt mit 5.100 Mitarbeitern eine Vielzahl von Netzen unterschiedlicher Eigentümer im Westen Deutschlands. Im RWE-Konzern verantwortet Westnetz im regulierten Bereich Planung, Bau, Instandhaltung und Betrieb von 185.000 Kilometern Stromnetz und 28.000 Kilometern Gasnetz. © Westnetz GmbH/RWE

Dr. Stefan Küppers ist Technischer Geschäftsführer der Westnetz GmbH. Das RWE-Tochterunternehmen betreibt mit 5.100 Mitarbeitern eine Vielzahl von Netzen unterschiedlicher Eigentümer im Westen Deutschlands. Im RWE-Konzern verantwortet Westnetz im regulierten Bereich Planung, Bau, Instandhaltung und Betrieb von 185.000 Kilometern Stromnetz und 28.000 Kilometern Gasnetz. © Westnetz GmbH/RWE