Deutsche Verteilnetzstudie veröffentlicht – mit Hinweisen auf IEC 61850

Das Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) hat heute (12. September 2014) die Verteilnetzstudie „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ der Öffentlichkeit vorgestellt. Die Studie wurde Ende 2012 vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) in Auftrag gegeben.

Im Koalitionsvertrag der 18. Legislaturperiode „Deutschlands Zukunft gestalten“ wird die vorliegende Studie als Datenbasis für Entscheidungen zu notwendigen Weiterentwicklungen der Anreizregulierung bezeichnet.

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“Rainer Baake, Staatssekretär im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, hierzu: "Der Umbau unserer Energieversorgung hin zu mehr erneuerbaren Energien erhöht zweifelsfrei den Investitionsbedarf in die Verteilernetze.
Allerdings macht die Studie zugleich deutlich, dass mit den nun gesetzlich verankerten Ausbaukorridoren des EEG 2014 und einem dadurch besser planbaren Erneuerbaren-Ausbau die Kosteneffizienz des Aus- und Umbaus der Verteilernetze erheblich verbessert wird. Es kommt nun darauf an, das enorme Einsparpotenzial, das der Einsatz intelligenter Methoden bei der Netzplanung und intelligenter Technik im Netzbetrieb bietet, zu nutzen. Die Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens ist in der 10-Punkte-Energie-Agenda daher bereits angelegt, und das setzen wir jetzt um."

Die Gutachter kommen in der Studie unter anderem zu dem Ergebnis, dass neue innovative Planungsgrundsätze und neue Technologien, wie beispielsweise regelbare Ortstransformatoren, zentrale Elemente für eine effiziente Integration der erneuerbaren Energien bilden und die Kosteneffizienz des Aus- und Umbaus der Verteilernetze erhöhen.

Die Studie wurde erstellt von einem Gutachterkonsortium bestehend aus dem Institut und Lehrstuhl für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen, dem Oldenburger Institut für Informatik (OFFIS) sowie dem Beratungsunternehmen E-Bridge Consulting GmbH.”

Das wesentliche Ergebnis ist die Forderung, bis zu etwa 40.000 regelbare Ortsnetztransformatoren zu installieren und für weitgehend alle Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien-Anlagen für wenige Stunden des Jahres gezielt Abregelungen zuzulassen.

Natürlich gehen fast alle Maßnahmen mit einer deutlichen Zunahme an intelligenten Steuerungen und Kommunikationslösungen einher. Als wesentliche Kommunikationslösungen werden solche empfohlen, die auf IEC 61850-7-420, IEC 60870-5 und IEC 61969 (CIM) basieren. VHPready (als ein Anwender der IEC 61850-7-420) wird lobend erwähnt:

“Die bisherigen Lösungen für das Erzeugungsmanagement sind seit 2006 in Form der Normung der IEC 61850-7-420 zur Kommunikation mit dezentralen Erzeugern in Demoprojekten und verschiedenen Projekten und Initiativen wie VHPready vorangetrieben worden. Produkte von namhaften Herstellern sind bereits im Einsatz.”

Ein interessanter Aspekt ist die Interpretation des Berichts durch den VKU (Verband kommunaler Unternehmen): “… Hingegen kann durch die Steuerung der Verbraucherlast der durch den EE‐Zubau verursachte Netzausbau nicht nennenswert reduziert werden. Der VKU wertet dies als eine klare Absage an den Rollout von Smart Metern in Haushalten.”

Wie sicher ist unsere Stromversorgung?

Eigentlich sehr sicher! Mit etwa 16 Minuten durchschnittlichen Versorgungsunterbrechungen pro Jahr stehen wir doch gut da! Ist das alles? Die Sicherheit der Stromversorgung hat sehr viele Aspekte, die im Allgemeinen der Bevölkerung wenig bekannt oder bewusst sind!

Wenn Sie diesen Blogpost lesen, dann sind Sie Experte in Fragen der Stromversorgung und haben eigene Erfahrungen. Es ist unter Umständen hilfreich, wenn wir uns auch zu anderen Themen als IEC 61850 und IEC 60870-5-10x austauschen. Der Stromausfall (“Leck” an einer Kabelmuffe in einem 35 Jahre alten Kunststoff-isolierten Kabel) vor unserer Haustüre (im wahrsten Sinne des Wortes) Mitte November 2013 hat mich animiert, etwas tiefer in Fragen der Versorgungssicherheit hineinzuschauen. Hier finden Sie ein paar Themen, die mir förmlich ins Auge gesprungen sind.

Störung in unserer Straße

Die Stadtwerke Karlsruhe haben sich mit großem Eifer und Sachverstand bemüht die schadhafte Stelle zu finden und reparieren:

Aufgrund der etwa siebenstündigen Versorgungsunterbrechung war mein Büro wirklich dunkel – und ich hatte Zeit die gesamte Operation aus nächster Nähe zu verfolgen. Einen ausführlicheren Bericht werde ich bei Gelegenheit einstellen.

Kabelprobleme

Laut FGH sind im Bereich der Niederspannung 400 V ca. 850.000 km Kabelsystem, 90% der Leistungslängen (60.000,-€ pro km) verlegt: das entspricht einem Wert von 51 Milliarden €. 

Nach dem “Technischen Bericht 300” der FGH zeigt sich, “dass 3/4 aller Versorgungsunterbrechungen durch Schäden an den Kabeln verursacht werden. Auch wenn berücksichtigt wird, dass ein großer Anteil dieser Schäden auf unvermeidbare Beschädigungen von außen verursacht wird, verbleibt ein maßgeblicher Anteil dieser Schäden aufgrund Alterung und mangelnde Qualität der Kabelisolation.” Nach meiner Beobachtung der obigen Störung und der anschließenden Recherche komme ich zum Schluss, dass die elektrische Infrastruktur zum Teil sehr “alt” aussieht!

Versorgungsunterbrechungen

“Deutsche Elektrizitätsnetzbetreiber übermitteln der Bundesnetzagentur gemäß § 52 Energiewirtschaftsgesetz jährlich einen Bericht über die in ihrem Netz aufgetretenen Versorgungsunterbrechungen des Vorjahres. Dieser Bericht enthält Zeitpunkt, Dauer, Ausmaß und Ursache der Unterbrechungen. Für das Jahr 2011 meldeten 864 Netzbetreiber für 928 Netze ca. 206.673 Versorgungsunterbrechungen.” Quelle Bundesnetzagentur.

In Deutschland lag die durchschnittliche Versorgungsunterbrechung 2012 nur bei bei 15,91 Minuten (SAIDI-Wert). Ist das viel oder wenig? Es kommt drauf an, wie die Unterbrechungen definiert sind. Auf der Website der Bundesnetzagentur kann man folgendes lesen:

“Beim SAIDI-Wert werden weder geplante Unterbrechungen noch Unterbrechungen aufgrund höherer Gewalt, wie etwa Naturkatastrophen, berücksichtigt. In die Berechnung fließen nur ungeplante Unterbrechungen ein, die auf atmosphärische Einwirkungen, Einwirkungen Dritter, Zuständigkeit des Netzbetreibers und aus anderen Netzen rückwirkende Störungen zurückzuführen sind. Die Unterbrechung muss zudem länger als drei Minuten dauern.”

Wie werden die Kurzunterbrechungen oder Spannungs-Kurzeinbrüche oder –überhöhungen von wenigen Sekunden erfasst oder in Statistiken berücksichtigt? Gute Frage! Welche Auswirkungen haben solche und andere Störungen? Unter Umständen können elektrische Geräte zerstört werden – oder ihr Rechner schaltet ab und ihre Arbeiten sind möglicherweise verloren gegangen … viele am Netz betriebenen Uhren werden ihnen nach einer Kurzunterbrechung keine verlässliche Uhrzeit mehr anzeigen und und …

Wie stark hängt unsere Gesellschaft von der Stromversorgung ab?

Als Kind habe ich erlebt, als meine Mutter beim einem einem Stromausfall im Sommer von der elektrischen Waschmaschine, die ja stehen geblieben war, in die Küche kam und meinte: “Dann kann ich ja in der Zwischenzeit schon mal bügeln!”

Der TAB-Bericht:

Gefährdung und Verletzbarkeit moderner  Gesellschaften –
am Beispiel eines großräumigen Ausfalls der Stromversorgung

sollte unbedingt Pflichtlektüre aller Bundesbürger werden – vor allem der Ingenieure und insbesondere (!!) der Entscheidungsträger auf allen Ebenen.

Auszug: “Mit einem Beschluss des Ausschusses für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung wurde das Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB) beauftragt, die Folgen eines langandauernden und großflächigen Stromausfalls systematisch zu analysieren. Zugleich sollten die Möglichkeiten und Grenzen des nationalen Systems des Katastrophenmanagements zur Bewältigung einer solchen Großschadenslage aufgezeigt werden.

Aufgrund der nahezu vollständigen Durchdringung der Lebens- und Arbeitswelt mit elektrisch betriebenen Geräten würden sich die Folgen eines langandauernden und großflächigen Stromausfalls zu einer Schadenslage von besonderer Qualität summieren. Betroffen wären alle Kritischen Infrastrukturen, und ein Kollaps der gesamten Gesellschaft wäre kaum zu verhindern. Trotz dieses Gefahren- und Katastrophenpotenzials ist ein diesbezügliches gesellschaftliches Risikobewusstsein nur in Ansätzen vorhanden.”

Hier KLICKEN, um den Bericht herunterzuladen [pdf, 2,9 MB].

Viel Spaß beim Lesen – vielleicht lesen Sie diesen Bericht nicht heute Abend … möglicherweise könnte Ihr Schlaf fliehen!

Es bedarf enormer Anstrengungen unserer Generation, unseren Kindern und Enkelkindern eine intakte und noch lange stabile Energieversorgung zu übergeben! Was wäre, wenn in 10 oder 20 Jahren die Kabel und Transformatoren und … ihren Dienst versagen? Eben mal neue Kabel legen und Transformatoren aufstellen wird technisch eine enorme Herausforderung sein – und wer soll die enormen Kosten tragen?

BDEW veröffentlicht Smart-Grid Umsetzungs-Roadmap

Der BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) hat am 11. Februar 2013 einen Plan veröffentlicht, in dem beschrieben wird, wie und in welchen Schritten sich Smart Grids realisieren lassen:

BDEW-Roadmap:
Realistische Schritte zur Umsetzung von Smart Grids in Deutschland

Die Roadmap kann hier herunter geladen werden [pdf, 3,6 MB].

Der Plan geht davon aus, dass die Umsetzung eher Jahrzehnte dauert als Jahre! Smart Grids werden über einen lang dauernden Marathon erreicht – Sprinter sind fehl am Platz!

In Bezug auf die nächsten zehn Jahre führt die Roadmap in der Executive Summary aus:

“… Das kommende Jahrzehnt wird hierbei in drei Phasen unterteilt:

• Die Aufbau- und Pionierphase (2012 bis 2014),
• die Etablierungs- und Ausgestaltungsphase (2014 bis 2018) sowie
• die Realisierungs- und Marktphase (2018 bis 2022).

Inhaltlich werden zehn Schritte unterschieden: Wichtige Grundlagen für Smart Grids werden durch stringente Regelungen zur Abgrenzung sowie Interaktion von Markt und Netz, die Entwicklung eines konsistenten rechtlichen und regulatorischen Rahmens, Forschung und Entwicklung sowie die Erstellung von Standards und Normen geschaffen. Diese Grundlagen müssen so schnell wie möglich entwickelt werden. Darauf aufbauend soll zum Einen die Weiterentwicklung der Infrastruktur erfolgen (Sensorik, intelligente Messsysteme, Netzautomatisierung, Energieinformationsnetz).”

Ganz wesentliche Grundlagen bezüglich Informations-Bereitstellung, –Modellierung und –Austausch sind mit den Normenreihen bereits definiert und im globalen Einsatz:

• IEC 60870-5-104 (traditionelle Fernwirktechnik),
• IEC 61850 (Informationsmanagement für alle Prozesse in der Energieversorgung),
• IEC 61400-25 (IEC 61850 für Windenergieanlagen),
• IEC 62351 (Informationssicherheit),
• IEC 6168/70 (CIM),
• …

Ein wesentlicher Aspekt bei allen Betrachtungen ist natürlich – kaum überraschend! – die Finanzierung und Rentabilität der Umsetzungen! Bei aller Nüchternheit, die in der Roadmap vorherrscht, wurde ein ganz wesentlicher Aspekt ausgeblendet: Die Notwendigkeit, hinreichend viele Ingenieure und Techniker so auszubilden, dass sie mit den vielen neuen elektrotechnischen (!!) und informationstechnischen (!) Lösungen nachhaltige Versorgungssysteme entwickeln, bauen und nutzen können!

Alleine der Aspekt IEC 61850 ist so umfassend, dass er kaum eben mal nebenbei erlernt und verstanden werden kann. Immer häufiger verstehen die Verantwortlichen in vielen Energieversorgungsunternehmen, dass für die “Kleinigkeit” wie IEC 61850 eine Schulung nachhaltige Vorteile bringt. Nur so können Anbieter und Anwender auf Augenhöhe miteinander verhandeln und zusammenarbeiten. Das habe ich diese Woche wieder während eines Trainings zu IEC 61850 bei einem großen Kraftwerksbetreiber erlebt. Ohne Ausbildung sind die Mitarbeiter (junge, ältere oder auch alte Ingenieure) dem Wohl und Wehe der Anwender ausgeliefert!

Es wäre sehr zielführend, wenn der BDEW die Ausbildung in Richtung IEC 61850 (und anderer Normen) forcieren würde! Vor wenigen Jahren war das Thema IEC 61850 weitgehend tabu!

IEC 61850 für Smart Grids in Deutschland

BDEW und ZVEI empfehlen acht “reife” und notwendige Technologien für den unmittelbaren Einsatz für Smart Grids:

Smart Grids in Deutschland – Handlungsfelder für Verteilnetzbetreiber auf dem Weg zu intelligenten Netzen (27. März 2012)

“Um die Verteilnetze effizient zu gestalten, erhöht sich der Bedarf an
Messung, Regelung und Automatisierung. Aus Sicht eines Verteilnetzbetreibers kommt es jetzt darauf an, die wichtigsten Technologien und deren Wirksamkeit zu identifizieren. Es stellt sich die Frage, welche Technologien bereits heute zur Verfügung stehen und welches Potenzial diese zur Lösung der verteilnetzspezifischen Probleme mitbringen.”

Von 25 Smart-Grid-Komponenten gelten acht als „erfolgversprechend“:

• Sensorik im Netz,
• Netzleittechnik,
• Kommunikations- und Dateninfrastruktur,
• regelbare Windkraft,
• regelbare Photovoltaik,
• kleinere KWK-Anlagen,
• Pumpspeicherkraftwerke sowie
• Komponenten zur Blindleistungskompensation.

“Als etablierte Kommunikationsstandards in der Energieverteilung liegt die Verwendung der IEC 61850 nahe. Die IEC 61850 erlaubt einen sicheren und effektiven Datenaustausch zwischen den Smart IEDs und das übergreifende Nutzen von Sensoren und Aktoren. … Die konsequente Umsetzung des gemeinsamen Systemstandards IEC 61850 über alle Spannungsebenen hinweg, bietet die Voraussetzung für einheitliche Kommunikations- und Datenstrukturen. Dies ist eine Voraussetzung für den wirtschaftlichen Ausbau der Verteilnetz-Automatisierung.

IEC 61850 und … in “Smart Grids in Deutschland – Handlungsfelder für Verteilnetzbetreiber auf dem Weg zu intelligenten Netzen” [PDF, 32 Seiten, 10,9 MB]