Wo noch vor wenigen Jahren einzelne Verbraucher mit einer Gesamtleistung von wenigen Kilowatt mit Strom versorgt werden mussten, soll heute ein Vielfaches in die andere Richtung fließen. Der Grund sind zahlreiche Minikraftwerke, die inzwischen vor allem in ländlichen Gebieten ihren regenerativ erzeugten Strom ins öffentliche Netz einleiten. Vielfach ist aber das Verteilnetz zu schwach dimensioniert.
Die Energiewende findet also überwiegend auf dem Land statt, weil rund 90 % des in Deutschland erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien direkt in ländlichen Regionen erzeugt wird und dort an vielen Einspeisepunkten in das Nieder-, Mittelspannungsnetz eingespeist wird. Damit hat sich die Aufgabe der Verteilnetze stark verändert. Sie sind nicht mehr allein Weiterverteiler von Strom aus dem vorgelagerten Übertragungsnetz; sie sind zu „Energie-Einsammlern“ geworden. Eine Aufgabe, die so bei der Planung dieser Netze überhaupt noch nicht vorgesehen war.
Damit aber die beschlossene Energiewende überhaupt gelingen kann, ist der Ausbau der Verteilnetze unerlässlich. Das ist keine leichte Aufgabe, weil in Deutschland fast 1,2 Mio. km Niederspannungsnetze und rund 500 000 km Mittelspannungsnetze von rund 900 verschiedenen Unternehmen betrieben werden.
Strom einsammeln
Deshalb haben RWE Deutschland und Partner aus Industrie und Wissenschaft mitten im Eifelkreis von Bitburg-Prüm ein neues Kapitel in der Geschichte der Stromversorgung aufgeschlagen. Partner im Projekt „Smart Country“ sind der Anlagenhersteller ABB, das Beratungsunternehmen Consentec und die TU Dortmund. Die Gesamtkosten des Projekts belaufen sich auf rund 6 Mio. Euro. Davon trägt die Bundesregierung im Rahmen der Forschungsförderung rund die Hälfte. Die im Eifelkreis eingesetzte Technik liefert so auf einer Fläche von 170 km² eine Antwort auf die Frage, wie Strom aus Sonne und Wind bei gleichzeitig hoher Versorgungssicherheit intelligent und effizient genutzt werden kann.
Das Ziel ist: Mehr Strom aus erneuerbaren Energien ohne Einbußen bei der Versorgungssicherheit ins Stromverteilnetz einzuspeisen. Dr. Joachim Schneider, Vorstand Technik der RWE Deutschland AG, sagte bei der Bekanntgabe des ersten Erfahrungsberichtes: „Obwohl zurzeit fast ausschließlich nur von den Übertragungsnetzen, den so genannten Strom-Autobahnen, gesprochen wird, sollte jedoch die Rolle der Verteilnetze nicht aus dem Auge verloren werden. Sie sind nicht mehr allein Weiterverteiler von Strom aus dem vorgelagerten Übertragungsnetz; sie sind inzwischen zu „Energie-Einsammlern“ geworden.“
Der massive Zubau an dezentraler Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erfordert neue Lösungen für die Netzstabilität und die Versorgungssicherheit. Allein in der Region Trier sind bis Ende des vergangenen Jahres rund 7500 Anlagen zur Stromerzeugung aus Photovoltaik, Wind und Biomasse ans Verteilnetz angeschlossen worden. Ihre installierte Kapazität zur Stromerzeugung beträgt rund 970 MW; das entspricht der Kapazität eines Großkraftwerks. Gebaut wurde das regionale Verteilnetz in der Region aber für eine Spitzennachfrage von rund 450 MW.
Diese Kluft beschreibt die Herausforderungen, zu deren Lösung sowohl ein intelligenteres Netz als auch neue Leitungen gebraucht werden. Die Investitionen in ein intelligentes Stromnetz haben deshalb höchste Priorität. RWE-Projektleiter Torsten Hammerschmidt ist nach der einjährigen Testphase davon überzeugt, das „Smart Country“ mit seinem Baukasten moderner Technologien eine Auswahl an Lösungen bereithält, die für praktisch jede Anforderung der Energiewende in ländlichen Regionen nützlich sind.
Allerdings sagt er auch, das dieses intelligente Netz mit modernen Betriebsmitteln kein Ersatz für den konventionellen Zubau an Leitungen ist. Denn „Smart Country“ hat bisher auch gezeigt, dass die Energiewende im Stromverteilnetz individuelle Lösungen und langjährige Erfahrung in der Netzplanung und im Netzbetrieb verlangt.
Der angesprochene Baukasten des Modellprojekts besteht aus vier verschiedenen technischen Bausteinen: Spannungsregler sind vor und hinter intelligenten Ortsnetzstationen oder direkt beim Kunden angebracht. Sie schützen vor Schwankungen der Versorgungsspannung. Desweiteren wird zum ersten Mal in Deutschland die Biogasanlage eines Landwirtes (Energiewirt) als Stromspeicher zum Ausgleich von Schwankungen in Erzeugung und Verbrauch im Netz mit einbezogen.
In diesem Fall wird das kontinuierlich erzeugte Biogas für einige Stunden in einem ballonähnlichen Kunststofffoliengebilde aufbewahrt werden und bei Bedarf im benachbarten BHKW zu Strom umgewandelt. Der dritte Baustein besteht aus Messpunkten an 20 Stellen im Netz sowie an 48 Photovoltaikanlagen. Kontinuierlich werden dort Spannung und Strom gemessen, um die Netzplanung und -führung zu optimieren. Baustein Nummer vier ist eine leistungsstarke Kabelstrecke mit Pausenschaltern. Dabei handelt es sich um eine neu errichtete „Strom-Autobahn“, die die bisherige „Strom-Landstraßen“ entlastet und damit die Anschlusskapazität für die dezentrale Erzeugung erhöht.
Netzkapazität erhöhen
Nach dem erfolgreichen „Smart Country“-Feldtest wird nun ein weiterer Baustein für ein leistungsfähigeres Hochspannungsnetz erprobt. Mitten im Hunsrück wird erstmals in Deutschland ein Hochtemperaturleiterseil in einer Hochspannungsleitung installiert. Mit mehr als 12 km Leitungsstrecke handelt es sich in dieser Spannungsebene um die deutschlandweit derzeit längste Beseilung dieser Art, die im realen Netzbetrieb eingesetzt wird. Dr. Joachim Schneider, Vorstand Technik der RWE Deutschland AG: „Mit dieser Technologie will RWE mehr Platz im Stromverteilnetz für den Transport von Strom aus erneuerbaren Energien schaffen. Weil sich Metall erwärmt, wenn elektrischer Strom hindurchfließt, steigt auch die Leitertemperatur. Die steigende Temperatur begrenzt allerdings die Übertragungskapazität.“
In diesem Zusammenhang hebt Jörg Brand von RWE Westfalen-Weser-Ems Netzservice hervor: „So genannte Hochtemperaturseile können bei gleichen Umgebungsbedingungen bis zu doppelt so viel Strom transportieren wie herkömmliche Leiterseile.“
Zwischen Simmern und Rheinböllen wird dieser Leitungstyp bundesweit zum ersten Mal im Echtbetrieb auf einer Strecke von rund 12 km verbaut. Auf der Hochspannungsleitung im Hunsrück sind zwei Stromkreise mit je drei Leiterseilen gespannt, so dass mehr als 70 km dieser speziellen Beseilung verarbeitet werden. Das Seil besteht aus einer speziellen Aluminiumlegierung, in deren Mitte sich ein Karbonkern befindet. Er sorgt dafür, dass die Leitung Betriebstemperaturen bis 175 °C aushält.
Dieser Seiltyp kann mehr Strom transportieren, hängt aber trotzdem nicht weiter durch. Somit werden die notwendigen Abstände zum Boden oder anderen Objekten eingehalten.
Hans-Ulrich Tschätsch Fachjournalist in Essen
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