Die meisten Verteilnetze werden nahezu blind betrieben: Sensoren gibt es kaum. In ein Netz, das für einen Energiefluss in nur eine Richtung ausgelegt wurde, sind Photovoltaik auf den Dächern, Batteriespeicher und Elektroautos gekommen. Dieses Video fasst sechs technische Webinare darüber zusammen, was sich dadurch verändert hat und was sich in den unteren Netzebenen tatsächlich messen lässt.
Das Wichtigste
- Ein Niederspannungsmonitor am Verteiltransformator beantwortet vier Fragen auf einmal, und genau das macht ihn wirtschaftlich.
- Verteiltransformatoren fallen auf die gleiche Weise aus wie Großtransformatoren; was sich zu überwachen lohnt, hängt von der Größe der Einheit ab.
- Der Kesseldruck ist der früheste Indikator für einen inneren Lichtbogen.
- Netzqualität ist kein Spezialthema mehr, sondern Teil des Asset-Managements.
- Die Wirtschaftlichkeit ist nicht allgemeingültig: Sie hängt vom jeweiligen Netz ab.
Das Netz, das niemand sieht
Der Ausgangspunkt jeder Sitzung ist unbequem. Echtzeitdaten gibt es kaum oder gar nicht: wenige Sensoren und oft keine intelligenten Zähler. Fehler und Versorgungsunterbrechungen lassen sich nicht schnell orten und kosten daher mehr. Betriebsmittel fallen ohne Vorwarnung aus, und einige dieser Ausfälle betreffen die Öffentlichkeit. Verborgene Kapazität lässt sich nicht finden und daher nicht nutzen. Und Stromdiebstahl lässt sich überhaupt nicht erkennen.
Die Last verhält sich nicht mehr wie früher
Der Planungswert für ein durchschnittliches Haus liegt bei etwa 2,5 kW, und eine durchschnittliche private Ladestation für Elektroautos zieht noch einmal etwa gleich viel. Öffentliche Ladestationen liegen zwischen 2,5 und 7 kW, Schnellladestationen bei bis zu 350 kW. Gleichzeitig drücken Photovoltaik und Speicher Leistung in umgekehrter Richtung durch den Transformator. Die Folge sind Überlastungen, Überspannungen und Beschwerden über die Netzqualität.
Dahinter steht ein physikalisches Problem. Das Netz ist ein ständiges Gleichgewicht zwischen Verbrauch und Erzeugung, und die Einspeisung der Erneuerbaren folgt dem Wetter, nicht einer Einsatzanweisung. Konventionelle Kraftwerke fahren mit Dutzenden Megawatt pro Minute hoch oder herunter; der Ausgleich über Regionen hinweg stabilisiert den Durchschnitt, verlagert die Last aber auf das Netz, das die Energie transportieren muss, und Speicher und Lastmanagement überbrücken die kurzen Einbrüche. Die Sitzungen behandeln auch virtuelle Kraftwerke und neue Formen der Frequenzregelung: die private Bündelung dessen, was die Kunden bereits besitzen.
Ein Gerät, mehrere Antworten
Ein Niederspannungsmonitor am Verteiltransformator misst drei Spannungen und vier Ströme, Netzqualität und Oberschwingungen, Ereignis-Kurvenformen, die bei einem Vorfall aufgezeichnet werden, und die Temperatur am Transformator. Daraus beantwortet er Fragen zu:
- Sicherheit: ausfallende Betriebsmittel in der Nähe von Menschen und Neutralleiterunterbrechung.
- Zuverlässigkeit: Fehler schnell orten und beginnende Fehler finden.
- Planung: die tatsächliche Kapazität und wo die Engpässe liegen.
- Aufnahmekapazität: für Ladestationen, Photovoltaik und Speicher.
- Erlöse: Diebstahl und illegale Anschlüsse.
Mehrere Fragen mit einem einzigen Gerät zu beantworten, ist das, was es wirtschaftlich macht.
Was die Netzbetreiber tatsächlich gefordert haben
Die in den Sitzungen gesammelten Anforderungen sind praxisnäher als jede Spezifikation: wissen, welcher Kunde an welcher Phase hängt, bevor man eine abschaltet; wissen, dass eine Leitung ausgefallen ist, bevor ein Kunde anruft und es meldet; herausfinden, wie viel Photovoltaik auf den Dächern das Netz aufnehmen kann; Brände in Kabelverteilerschränken verstehen und kommen sehen; und die Kapazität für Ladestationen finden und diese so verteilen, dass nichts überlastet wird. Eine davon ist eine Frage des Lebensschutzes: Kunden mit lebenserhaltenden Geräten wurden vom Netz getrennt, weil niemand wusste, an welcher Phase sie hingen.
Es liegt nicht an der Technik
Verteiltransformatoren fallen weitgehend auf die gleiche Weise aus wie große Einheiten, lassen sich aber nicht auf die gleiche Weise überwachen. Die Grenze setzen Zugangspunkte, Platz, Stromversorgung, Kommunikation und Montage – also die physische Bauweise der Einheit selbst. Die Fehlerarten mögen gleich sein, die Sichtbarkeit ist es nicht. Was realistisch ist, hängt daher von der Größe der Einheit ab:
| Messung | Mastmontage | Kompaktstation | Groß |
|---|---|---|---|
| Ölstand | selten | ja | ja |
| Überhitzung | einfach | ja | ja |
| Eindringen von Feuchtigkeit | selten praktikabel | möglich | möglich |
| Innere Lichtbögen | indirekt | Zwei-Gas | DGA mit 3 oder 5 Gasen |
| Teilentladungen | nein | selten | möglich |
| Druckaufbau | selten | möglich | Standard |
Die beste Strategie ist nicht, alles zu messen, sondern das zu messen, was bei diesem bestimmten Transformator zählt.
Druck und Brand
Der Druck im Kessel ist der früheste Indikator für einen inneren Lichtbogen. Die Lichtbogenenergie ist Lichtbogenspannung mal Lichtbogenstrom mal Zeit, und die Zeit ist in der Regel die Fehlerklärungszeit von vier bis fünf Perioden. Die Lichtbogenspannung hängt von der Lichtbogenlänge und der Elektrodenform ab: Ein Windungsschluss ist energiearm, ein Fehler zwischen Leiter und Kessel am energiereichsten. Die Hauptsauerstoffquelle für einen Brand ist die Luft, die nach dem Bersten des Kessels eindringt. Druckdaten in Echtzeit verringern das Brandrisiko; sie verhindern einen Brand nicht.
Netzqualität ist kein Spezialthema mehr
Sie ist Teil des gewöhnlichen Asset-Managements geworden, und zwar in vier Bereichen: Spannung (Spannungsüberhöhungen, Spannungseinbrüche, Über- und Unterspannung), Belastung (Strom, kVA, Spitzenlast), Oberschwingungen (Überhitzung, Verluste, Fehlauslösungen) und Unsymmetrie (ungleichmäßige Belastung, Neutralleiterstrom).
Lohnt es sich? Nicht überall dieselbe Antwort
Wo Einheiten billig sind und vor Ort hergestellt werden, wird ein Ausfall ersetzt und nicht verhindert. Wo sie importiert werden, verändern Ersatzkosten und Lieferzeit die Rechnung. Die Ausfallraten unterscheiden sich zwischen Regionen um eine Größenordnung, regulatorische Strafen und Anreize entscheiden oft mehr als die Reparaturkosten, und die finanziellen Folgen einer Versorgungsunterbrechung gehen weit über den Ersatz hinaus. Wo die Folgen gering sind, wird selten überwacht, und das zu Recht. Die Begründung muss für jedes Betriebsmittel einzeln erbracht werden.
Worin sich die sechs Sitzungen einig sind
- Das Verteilnetz ist nahezu blind, und das ist das Grundproblem.
- Dezentrale Erzeugung und Ladeinfrastruktur haben die alten Annahmen hinfällig gemacht.
- Das Hindernis für die Überwachung ist der physische Zugang, nicht die Technik.
- Messen, was bei dieser Einheit zählt, statt alles überall.
- Die Begründung liegt in Strafen, Sicherheit und Kapazität, nicht im Preis des Transformators.
Passende Geräte
Für die Netzqualität am Transformator und im Netz finden Sie unsere Netzqualitätsanalysatoren, darunter die APQM-Serie. Für die Transformatoren selbst siehe Prüfung und Überwachung von Transformatoren. Wenn Sie einen Überwachungsfall für Ihr Netz besprechen möchten, kontaktieren Sie unsere Ingenieure.