Netzmonitoring beim Transport von Elektroenergie

Das autarke Sensornetzwerk ASTROSE® wurde im gleichnamigen Forschungsprojekt entwickelt und ist in einem Pilotversuch mit 59 Sensorknoten seit September 2014 auf einer 110 kV Freileitung im Harz im Einsatz. Jeder Sensorknoten misst die Temperatur, die Neigung des Leiterseils sowie den Strom, der durch die Leitung fließt. Diese Messdaten werden anschließend von Sensorknoten zu Sensorknoten bis zur Basisstation per Funk übertragen. In der Vergangenheit wurden diese Daten zur Evaluierung des Systems hinsichtlich technischer Robustheit sowie Zuverlässigkeit verwendet. Erst die Auswertung und Weiterverarbeitung der durch die Sensoren gewonnenen Freileitungsparameter bringt jedoch den eigentlichen Nutzen beim Einsatz derartiger Systeme. Aus den oben angegebenen Messwerten sind primär die Leiterseiltemperatur, der Seildurchhang, die Seilspannung und gegebenenfalls zusätzliche Lasten, wie sie bei Eisansatz entstehen, zu ermitteln. Weiterhin kann durch geeignete Verknüpfung der Messdaten mit Umweltmessdaten die aktuelle und vom Wetter abhängige Stromtragfähigkeit ermittelt werden.
In jüngster Vergangenheit wurde zusammen mit dem Fraunhofer IZM ein Software-Modul entwickelt, welches anhand der aufgenommenen Sensordaten die aktuelle Seiltemperatur jedes Spannfeldes ermittelt und eine Hochrechnung der maximalen Stromtragfähigkeit der Trasse durchführt. Dieser Maximalwert wird der Netzleittechnik zur Verfügung gestellt und ermöglicht dem Netzbetreiber, Schwachstellen im Netz aufzudecken (z. B. Spannfelder mit zu hoher Seiltemperatur) sowie die Reserven, welche sich in Abhängigkeit von der Witterung ergeben, in der Energieübertragung zu erschließen. Das entwickelte Software-Modul befindet sich aktuell in der Evaluierungsphase. Deshalb wird wenigstens in der Evaluierungsphase ein Zuverlässigkeitsindikator ermittelt und an die Netzleittechnik weitergegeben, der gegebenenfalls Zustände des Monitoringsystems anzeigt, bei denen Fehlinterpretationen der Werte auftreten könnten. Die ersten Tests und Auswertungen der Daten zeigen, dass Stromreserven ermittelt werden, die ein Abschalten bzw. das Reduzieren der eingespeisten Leistung von in der Nähe befindlichen Windparks, sogenannte Netzsicherheitsmanagement-(NSM)-Maßnahmen, verhindert bzw. reduziert hätten. In der Abbildung ist eine solche Situation exemplarisch anhand eines Diagramms gezeigt. Neben dem nominalen Maximalstrom der Trasse (rote Kurve) ist der aktuelle (n-1)-Strom (gelbe Kurve) dargestellt, wie er durch die Netzleitung aus den aktuellen Netzlasten zu jeder Zeit ermittelt wird. Dieser Strom gibt die maximale Strombelastung der Leitung an, die zustande kommen würde, wenn ein relevantes und wichtiges Betriebsmittel des Netzes gestört wird. Der am 1. Januar kurz nach 12 Uhr stattfindende plötzliche Lastanstieg führt bei der gegenwärtigen Netzführung gerade bis an den Maximalstrom der Leitung heran. Es ist davon auszugehen, dass zu dieser Zeit beginnend eine Entlastungsmaßnahme im Rahmen des Netzsicherheitsmanagements (NSM) durchgeführt wurde, um im Zeitraum bis zum 2. Januar mittags den nominalen Maximalstrom nicht durch den (n-1)-Strom zu überschreiten. Entlastungsmaßnahmen sind im Allgemeinen mit der Reduzierung eingespeister Windenergie verbunden. Das Monitoringsystem ermittelt im angegebenen Zeitraum jedoch eine um wenigstens 100 A höhere Strombelastbarkeit, die dadurch zustande kommt, dass die Leiterseile aufgrund der Witterung stärker gekühlt werden. Bei der Festlegung des nominalen Maximalstromes nach DIN EN 50182 wird von einer Hochsommerwetterlage ausgegangen. Ein Kühleffekt wird nicht berücksichtigt. Im Fall des hier gezeigten Beispiels, wäre die Entlastungsmaßnahme nicht in vollem Umfang nötig gewesen.