Embed Size (px)
Citation preview
den die Produkte, Geräte, Gesamt-lösungen zur Verfügung gestellt, diederzeit vom Markt oder auch voneinzelnen Energieversorgungsunter-nehmen gefordert werden. Allgemeinherrscht bei den Anbietern jedochdie Auffassung, dass die zukünfti-gen Anforderungen auch bei denEnergieversorgern noch nicht näherbekannt sind. Hier ist die enge Zu-sammenarbeit zwischen Elektrizi-tätswirtschaft und Industrie gefragt,vorzugsweise in Pilotprojekten.
Die steigende Einspeisung ausvolatilen, erneuerbaren Energie-quellen in das elektrische Energie-netz stellt eine zunehmende Her-ausforderung für die Netzbetreiberdar, ebenso die künftig vermutlichzu erwartende größere Zahl vonElektrofahrzeugen. Der notwendigeAusbau der Netze, der hieraus resul-tiert, ist eine längerfristig anstehen-de Aufgabe und wird zudem nichtausreichend sein, um die auftreten-den Probleme zu lösen. So sind dieoptimale Ausnutzung der bestehen-den Primärtechnik, das rechtzeitigeErkennen und Verhindern von Span-nungserhöhungen, die Verminderungvon Netzverlusten und der gezielteEinsatz von Erzeugern und Verbrau-cher aktuelle Aufgabenstellungen,die Netzleittechnik und Fernwirk-technik mit neuen Funktionen zulösen vermögen.
Hierfür werden heute Informatio-nen aus den Ortsnetzstationen unddem Niederspannungsnetz benö-tigt, die bisher in den traditionellenNetzen nicht notwendig und daherweder in die Fernwirktechnik nochin die Netzleitsysteme eingebundenwaren. Heute werden Zählwerte,Betriebsmittelzustände und Mess-werte benötigt, die in den Ortsnetz-stationen durch intelligente Klein-fernwirkgeräte und Zähler erfasstund zur zentralen Weiterverarbei-tung an die Netzleitstelle übertragen
werden. An diese kleinen RTU be-steht die Anforderung, die gleicheFunktionalität zu bieten wie diegroßen, dies jedoch wegen der Viel-zahl der zu automatisierenden Orts-netzstationen zu deutlich geringe-rem Preis.
Trend: Integration und IT-Security
Ein weiterer Trend, der bereits 2010abzusehen war, ist die Integrationanderer Softwaresysteme mit demNetzleitsystem, beispielsweise GIS,Netzplanung und ERP. Die Notwen-digkeit zur wirtschaftlichen Opti-mierung zwingt auch zur Öffnungder Leitstellen und der Informatio-nen. Dies hat auch Nachteile, dennder Preis dafür ist, dass IT-Securityauch im Bereich Netzleittechnik eingroßes Thema wird. Netzleitsystemehaben bisher aus organisatorischenGründen ein recht ungestörtes Insel-dasein geführt, mit nur wenigen An-griffspunkten aus externen Netzen.Daher war dieses Thema früher we-der im Bewusstsein der Betreibernoch der Lieferanten.
Weil aber der Trend zur Vernet-zung der im EVU vorhandenen Sys-teme geht, wird die IT-Security ausSicht von Netzleittechnikanbieternwegen der vielen IT-Verbindungenvom Zähler bis in die Zentrale einwichtiges Thema werden. Die Pro-blematik, die daraus entsteht, wirdwie folgt gesehen: Werden die heuti-gen technischen Möglichkeiten se-parat betrachtet, ohne die Securityzu berücksichtigen, könnte durchVernetzung mit anderen im EVUvorhandenen Systemen vieles reali-siert werden und viele Lösungen fürdrängende Aufgaben in Reichweiterücken. Allerdings kann genau diesdurch die Begrenzungen durch dieIT-Security problematisch werden.Die Erfordernisse widersprechensich gegenseitig, eine individuelleRisikoabwägung ist hier notwendig.
Trend: Messeauftritt
Ist die Hannover Messe zielführendfür gute Kontaktqualität? Diese Fra-ge stellen sich nahezu alle, wobeidie Antworten unterschiedlich aus-fallen, je nach Portfolioumfang undZielmarkt. Wer Fernwirktechnik undStationsautomatisierung anbietetund auch auf den internationalenMarkt zielt, beantwortet die Fragemit »ja«. Für den Bereich Netzleit-technik sieht das Thema anders aus:Wie auch im letzten Jahr zu erken-
Die Smart Grids sind bei allenAnbietern von Netzleittech-nik, Stationsleittechnik und
Fernwirktechnik angekommen: Aufder Hannover Messe 2011 zeigtensie ausnahmslos, dass sie sich denHerausforderungen stellen, die sichaus den steigenden Einspeisungenaus regenerativen Erzeugungsanla-gen ergeben. Je nach Portfolioum-fang präsentierten sie Gesamtlösun-gen, ergänzende Funktionen oderGeräte, die die Netzbetreiber dabeiunterstützen, intelligente Netze zurealisieren. Meist steht derzeit dieoptimale Ausnutzung der bestehen-den Netze im Vordergrund, aberauch ein virtuelles Kraftwerk zurBereitstellung von Reserveleistungwurde gezeigt.
Trend: Lösungen für Smart Grids
Das Thema Smart Grids hat alle An-bieter von Fernwirktechnik, Stations-leittechnik und Netzleittechnik, dieauf der Hannover Messe 2011 aus-gestellt haben, erreicht. Von der ab-wartenden Haltung, die im letztenJahr bei manchem noch zu spürenwar, war nichts mehr zu erkennen –im Gegenteil, in diesem Jahr warenLösungen für Smart Grids dasHauptthema der meisten. Es wer-
Funktionen für die Anwendung in Smart Grids
Netzleittechnik,Stationsleittechnik undFernwirktechnikRückblick auf die Hannover Messe 2011
Dipl.-Ing. (FH) KatiLanglotz, Marketing-kommunikation,Unternehmens-bereich Energie-technik, ABB AG,Mannheim.
ew FACHTHEMAEnergy 2011
1 SONDERDRUCK PDF 7053 aus ew Jg.110 (2011), Heft 17-18, S. 76-86
nen war, betrachten die Ausstellerder Netzleittechnik die HannoverMesse nicht unbedingt als ihre Ziel-messe. Die großen Technologieun-ternehmen haben dies bereits seitJahren konsequent durch wenigPräsenz gezeigt.
Die Netzleittechnikaussteller ten-dieren zu einem Zweijahresrhyth-mus des Messeauftritts. 2010 wurdedies allerdings noch nicht durchge-hend offen vertreten. Bei allen wur-de dieses Jahr Bedauern geäußert,dass es in Deutschland nicht genü-gend kleine, spezialisierte Messenoder Kongresse gibt, z. B. das Sym-posium Netzleittechnik bei derConsulectra, wo überwiegend dieZielgruppe der Anbieter, die Ener-gieversorger, angesprochen werdenkann. Es wurde auch geäußert, dassdie Kontaktqualität auf der E-World2011 beispielsweise, sehr gut war,im Gegensatz zur Hannover Messe2011.
Ein weiterer Grund dafür, dass An-bieter zu einem Zweijahresrhyth-mus tendieren, ist, dass es in der
2SONDERDRUCK PDF 7053 aus ew Jg.110 (2011), Heft 17-18, S. 76-86
Bild 1. Projekt Meregio: Engpasserkennung durch HöhenschichteinfärbungQuelle: ABB
Bild 2. Spannungsschutz- und Steuerungsgerät Relion REU615 Quelle: ABB
Netzleittechnik keine so großenEntwicklungsschübe gibt, dass je-des Jahr umfassende Neuigkeitenzu zeigen wären. Es sind mehr dieErweiterungen und funktionale Er-gänzungen, die im Jahresrhythmusgezeigt werden können.
Technische Neuheiten
Mit der für die IEC 61850 entwickel-ten Schutz- und Steuerungsprodukt-familie Relion hat die ABB AG,Mannheim, bereits im Jahr 2009neue Maßstäbe in der Netzautoma-tisierung gesetzt. Die funktional auf-einander abgestimmten Geräteseri-en werden sowohl für komplexeAufgabenstellungen in Übertra-gungs- und Verteilungsnetzen derprimären Energieverteilung einge-setzt, als auch bei einfachen Anfor-derungen in Kompaktschaltanlagender sekundären Energieverteilung.Relion – mit den bisher verfügbarenGeräten der Serien 615, 630, 650und 670 – ist die weltweit erste Pro-duktfamilie auf diesem Gebiet, beider die volle Umsetzung des Kom-munikationsstandards IEC 61850vom Beginn der Entwicklung an imPflichtenheft verankert war. Neu ist,dass neben der IEC 61850 jetzt auchdas KommunikationsprotokollIEC 60870-5-103 für alle Geräte derRelion-Familie eingesetzt werdenkann. Außerdem wurde die 615er-Serie um das Spannungsschutz undSteuerungsgerät REU615 ergänzt(Bild 1). In der 630er-Serie sind der
Motordifferenzialschutz und dieSpannungsregelung für Transfor-matoren mit motorgetriebenem Stu-fenschalter hinzugekommen. Zu-dem wurde die 650er-Serie um dreineue Geräte für Hochimpedanz-Sammelschienenschutz, Generator-schutz und Leistungsschalterschutzerweitert. In der Baureihe 670 stehtdie Prozessbuskommunikation fürMesswerte IEC 61850-9-2 LE zur Ver-fügung.
Im Bereich Netzleittechnik stellteABB die aktuellen Ergebnisse desSmart-Grid-Projekts »Meregio« (Mi-nimum-Emission-Region) vor. UmAngebot und Nachfrage nach elek-trischer Energie zeitnah ausgleichenzu können, werden zusammen mitausgefeilten Kommunikationssys-temen auch entsprechende Netz-führungssysteme benötigt. Als einerder Projektpartner in »Meregio« istABB für die Feldversuche im Vertei-lungsnetz der EnBW – und zwar inFreiamt, Südbaden, und in Göppin-gen – für das Netzführungssystemsowie die Installation von Automa-tisierungslösungen verantwortlich.
Neben der optimalen Ausnutzungder bestehenden Netzinfrastrukturist es die Aufgabe von ABB, die mitintelligenten Zählern gewonnenenDaten bestmöglich in Betriebsfüh-rungskonzepte einzubinden. Auf derMesse wurde gezeigt, wie ein be-währtes Verfahren der Netzführungim Network Manager angewendetwird, um aus wenigen Messdatenaus dem Niederspannungsnetz des-
sen aktuellen Zustand zu berech-nen. Zusätzlich wurde gezeigt, wiein der Software die künftige Einspei-se- und Lastsituation prognostiziertund visualisiert wird (Bild 2). DieEngpasserkennung bildet eine Basisfür vorbeugende Maßnahmen.
Einen Schwerpunkt der Präsenta-tion der BTC AG, Oldenburg, bilde-ten auch in diesem Jahr Lösungenfür Offshore-Windparks. Bereits imletzten Jahr wurde das Windpark-leit- und -Managementsystem WFC(Wind Farm Center) auf der Hanno-ver Messe vorgestellt, das auf dembewährten BTC-Netzleitsystem Prinsbasiert. In diesem Jahr konnte BTCmit Alpha Ventus und Bard 1 zweirealisierte WFC-Projekte präsentie-ren. Das WFC enthält windparkspe-zifische Funktionen wie Logbuchund Betriebsdatenbank, Lebensakteund Instandhaltungsmanagement.
Für den ersten deutschen Wind-park Alpha Ventus entwickelte BTCauf Basis ihrer Erfahrungen aus 30Jahren Netzleittechnik einen über-geordneten Windparkregler. Dieserist dort Teil des Wind Farm Centers.Er regelt anlagenübergreifend dieWirk- und Blindleistung von Wind-parks und sorgt dafür, dass die Netz-anschlussbedingungen (Grid Code)des Netzbetreibers eingehalten wer-den. Die Lösung ist herstellerunab-hängig: Es können nicht nur Anlagenunterschiedlicher Hersteller geregeltwerden, sondern auch unterschied-licher Windparkbetreiber, die amgleichen Netzanschlusspunkt ein-speisen. Der Regler wird mittlerwei-le auch für Onshore-Windparksweiterentwickelt und ist zum Patentangemeldet.
Durch die Anforderungen aus demAnschluss von Erzeugungsanlagennach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) an die Netze ergebensich neue Herausforderungen anFunktionen der Leittechnik. Durchdie steigenden EEG-Einspeisungensind die Energieversorger gezwun-gen, ihre bestehenden Netze opti-mal auszulasten. Zur Unterstützungder Netzbetriebsführung hat BTCdaher Funktionen entwickelt, diediesen neuen Anforderungen Rech-nung tragen. So stellte BTC das neueEinspeisemanagement vor, das deroptimalen Nutzung der Netze zurIntegration von EEG-Anlagen dient.Mit dem Einspeisemanagement kön-nen die Leistungen von EEG- undKraft-Wärme-Kopplungs-(KWK-)Anlagen automatisch temporär re-duziert und die Absenkungen wie-
ew FACHTHEMAEnergy 2011
3 SONDERDRUCK PDF 7053 aus ew Jg.110 (2011), Heft 17-18, S. 76-86
Bild 3. Kleinfernwirksystem Acos 710 Quelle: IDS
der zurückgenommen werden. DieRegulierungsprozesse werden pro-tokolliert.
Eine weitere interessante Funk-tion ist das Freileitungsmonitoringvon BTC, das auf Basis von Klima-faktoren in Leitungsnähe die opti-male Auslastung von Freileitungendynamisch berechnet und denNetzberechnungsprogrammen zu-weist. Die Leitungen können damitunter Berücksichtigung von Sicher-heitsaspekten höher ausgelastetwerden. Die erfassten und die be-rechneten Werte werden archiviertund können jederzeit nachgewie-sen werden, beispielsweise gegen-über der Bundesnetzagentur.
Für die Planung und Koordinie-rung von Schaltmaßnahmen imNetz hat das Leitsystem Prins eineneue Funktion zur Schaltantrags-verwaltung, die sowohl an einemArbeitsplatz des Netzleitsystems alsauch an Büroarbeitsplätzen zur Ver-fügung steht und somit die Zusam-menarbeit zwischen den Organisa-tionseinheiten unterstützt.
Im Mittelpunkt des von der IDSGmbH, Ettlingen, gezeigten Pro-dukt- und Leistungsportfolios stan-den intelligente Lösungen für dentechnischen Netzbetrieb. Auch beiIDS wurden in die Netzleittechnikneue und ganzheitliche Lösungenfür Smart Grids integriert. Dazu ge-hören beispielsweise die Überwa-chung und Steuerung von Anlagenfür die Energieerzeugung aus er-neuerbaren Energien, die integrati-ve Kommunikationsinfrastrukturfür Ortsnetzautomation und SmartMetering sowie das integrierte Ein-speise- und Engpassmanagement.Auf der Hannover Messe wurde daserneuerte Lastflussmodul des Netz-leitsystems IDS High-Leit präsen-tiert. Auf Basis der Informationenaus den Ortsnetzstationen wird dieLastflussrichtung visualisiert, diesich aufgrund einspeisender EEG-Anlagen ändern kann. Das Systemunterbreitet dem WartenpersonalVorschläge, wie der Lastflussum-kehr entgegengewirkt werden kann:Die regenerativen Erzeugungsanla-gen können vom Netzleitsystem ausgesteuert werden, um ihre Leistungum 100, 60, 30 oder 0 % zu drosseln.
Zum Einsatz in dezentralen Erzeu-gungsanlagen bietet IDS das preis-werte Kleinfernwirksystem der Acos-7-Serie an. Mit dem Acos 710 (Bild 3)steht ein Einstiegsgerät mit fest de-finiertem Funktions- und Leis-tungsumfang zur Verfügung. Das
Kleinfernwirk- und Automatisie-rungsgerät Acos 720 (Bild 4) hat zu-sätzlich eine integrierte SPS für klei-ne Automatisierungsaufgaben undist modular um zusätzliche E/A-Module erweiterbar.
Die Geräte der Acos-7-Serie wer-den vor allem den Anforderungengerecht, die sich aus dem Erneuer-bare-Energien-Gesetz (EEG) unddem Kraft-Wärme-Kopplungs-Ge-setz (KWKG) ergeben. Die Gerätelassen sich leicht in bestehende Leit-systemumgebungen integrieren undbieten somit definierte und kosten-günstige Lösungen im Bereich der
dezentralen Energieerzeugung wiePhotovoltaik, BHK oder Biogas so-wie auch für den Ausbau des Auto-matisierungsgrads von Mittel- undNiederspannungsanlagen. Ein brei-tes Spektrum an Datenerfassungs-und Übertragungsmöglichkeitenmacht die Geräte universell einsetz-bar. Die optional integrierte GSM/GPRS-Lösung ist vor allem für dieeinfache Anbindung von Anlagenohne vorhandene Kommunikations-infrastruktur geeignet.
Die IDS-Gruppe hat sich zudemAnfang des Jahres mit der Übernah-me der Caigos GmbH das Know-
4SONDERDRUCK PDF 7053 aus ew Jg.110 (2011), Heft 17-18, S. 76-86
Bild 5. Kleinfernwirksystem ME 4012 PA-N mit 8 SteckplätzenQuelle: Helmut Mauell
Bild 4. Kleinfernwirksystem Acos 720 Quelle: IDS
how geographischer Informations-systeme gesichert und erste Inte-grationsszenarien mit der Leit- undIT-Technik gezeigt. Denn GIS-ba-sierte IT-Lösungen werden zukünf-tig eine entscheidende Rolle bei derOptimierung der technischen Ge-schäftsprozesse spielen.
Die Helmut Mauell GmbH, Velbert,zeigte ihr neues Kleinfernwirksys-tem ME 4012 PA-N, das Informatio-nen aus dem Mittel- und Nieder-spannungsnetz bereitstellt (Bild 5).Diese »Smart RTU« für Ortsnetzsta-tionen bietet digitale und analogeEin- und Ausgänge sowie einemächtige CPU, die umfangreiche lo-gische und arithmetische Verarbei-tungen durchführen kann. Auch hierwurde der Tatsache Rechnung ge-tragen, dass sich die Netze hin zuSmart Grids verändern. Durch diezunehmenden Einspeisungen ausalternativen Erzeugungsanlagenwie Photovoltaik, Windenergieanla-gen oder Biomassekraftwerken sindLastflüsse in bidirektionaler Rich-tung im Niederspannungs- undMittelspannungsnetz sowie deut-lich höhere Belastungen möglich.Durch Netzausbau allein kann derTatsache nicht entgegengewirkt wer-den. Es besteht künftig mehr Auto-matisierungsbedarf, die Technikmuss intelligenter werden. Die SmartRTU von Mauell unterstützt denNetzbetreiber dabei, die bestehen-den Netze zur Erhöhung der Wirt-
schaftlichkeit besser auszunutzen.Neben den Basisanwendungen der
Smart RTU stehen umfangreichebranchenspezifische Automatisie-rungslösungen für den Strom- undGasbereich wie die Spannungsrege-lung der Transformatoren in Orts-netzstationen zur Verfügung. Diekomplette Konfiguration und Para-metrierung der RTU kann webba-siert durchgeführt werden, ebensoBedienung und Beobachtung. Überdie Web-Oberfläche kann die Firm-ware und Konfigurationssoftware fürneue Automatisierungslösungenremote geladen werden. Eine On-board-SD-Karte sorgt für eine Ar-chivierung der Daten auf der RTU.
Die CPU des Systems ME 4012 PA-Nhat drei physikalisch unterschiedli-che Kommunikationsschnittstellen:Ethernet, seriell RS232 und FeldbusRS485. Über diese Schnittstellenkönnen je nach Ausprägung dieStandardprotokolle der Normenrei-he IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-103, IEC 60870-5-104 oder ModbusRTU/TCP kommuniziert werden.Außerdem steht für dieses Systemzusätzlich das Protokoll IEC 61850zur Verfügung.
Die RTU ist in einem Edelstahlge-häuse untergebracht, um die EMV-und Umweltvorschriften in ihremjeweiligen Anwendungsbereich zuerfüllen. Je nach der Größe der An-wendungsfälle stehen vier unter-schiedliche Gehäusevarianten zur
Verfügung. Das System ist 5-kV-spannungsfest.
Die PSI AG, GeschäftsbereichEnergie, Aschaffenburg, hat neueEntwicklungen und internationaleProjektbeispiele aus den BereichenNetzleittechnik und Einsatzleit-technik präsentiert. Im Fokus stan-den vor allem neue Funktionen imLeitsystem PSIcontrol (Bild 6), diedie Anforderungen von Smart Gridsoptimal unterstützen, bei stark zu-nehmender dezentraler Einspeisungregenerativer Energien.
Zusätzlich präsentierte PSI deninternationalen Einsatz der PSI-Leitsysteme beim thailändischenNetzbetreiber PEA (Provincial Elec-tricity Authority) und beim franzö-sischen VerteilungsnetzbetreiberErDF (Électricité Réseau Distributi-on France) für die Stadt Paris. DasProjekt in Thailand ist technischsehr anspruchsvoll, mit topologi-schen Funktionen, unsymmetri-schen Netzberechnungen, Lastab-wurf (Load Shedding) und Schalt-auftragsverwaltung. Im Projektwurden die sehr hohen Anforderun-gen des Kunden an die Cyber Secu-rity erfüllt.
Ein besonderes Highlight des PSI-Auftritts war ein virtuelles Kraftwerkzur Vermarktung von Regelenergie,ein Projekt, das für die 24/7 NetzeGmbH realisiert wurde. Hierbeiwird aus einer Anzahl von Kleiner-zeugern und abschaltbaren Lastenein Pool gebildet. Kleinerzeuger sindbeispielsweise Blockheizkraftwerkeoder abschaltbare Kunden bzw.Kunden mit beeinflussbaren Lastenwie Walzwerke, Steinbrecher oderKühlhäuser. Um Minutenreserveauf dem Markt anbieten zu können,muss die Gesamtleistung mindes-tens 15 MW betragen, die Erzeugerund Lasten im Pool erreichen dieseLeistung einzeln jedoch bei weitemnicht und müssen daher gebündeltwerden. Die Herausforderung dabeiist das Verwalten, Überwachen,Steuern und das informationstech-nische Verbinden sehr vieler techni-scher Einheiten. Wenn Regelenergiegebraucht wird, setzt das Modul diesregelungstechnisch um und setztdie notwendigen technischen Ein-heiten ein. Das PSI-Modul verwaltetdie Vergaben an der Börse und stellt
ew FACHTHEMAEnergy 2011
5 SONDERDRUCK PDF 7053 aus ew Jg.110 (2011), Heft 17-18, S. 76-86
1) Neplan ist das führende Berechnungs-,Planungs- und Dokumentationssystemfür Strom-, Gas-, Wasser- und Fernwärme-netze.
Bild 6. Das Leitsystem PSIcontrol in der Netzleitstelle der LEW AugsburgQuelle: PSI
für die Erzeuger und Lasten die Ver-rechnungsdaten zur Verfügung.
Als weitere Neuheit hat PSI eineSchnittstelle zwischen dem Netzleit-system PSIcontrol und dem SystemNeplan1) für Sachdaten und Bilderentwickelt: So ist keine doppelteDatenpflege erforderlich. Der Kun-de hat dadurch immer bestgepfleg-te, aktuelle Netzdaten.
Für die Sprecher AutomationGmbH, Linz/Schweiz, steht die Wei-terentwicklung ihrer bewährtenSchutz- und Leittechnikprodukt-linie Sprecon mit ausgestellten Dis-tanz-, UMZ- und Transformator-Differenzialschutzgeräten, Feldleit-und Zentralgeräten im Vordergrund(Bild 7). Diese kommunizieren mitIEC 870-5-104-Protokoll durchgän-gig vom Schutz- und Feldleitgerät
bis zum Netzleitsystem (beispiels-weise Sprecon V460) oder mitIEC 61850 innerhalb der Station.Neu ist auch ein Webserver für dieVisualisierung und Diagnose derGeräte der Sprecon-Plattform ein-schließlich Sprecon-E-T3.
Im Engineering ist Sprecher mitSprecon-E »Smart Engineering« aufBasis der Erfahrungen aus beste-henden Projekten einen Schritt wei-ter gegangen als üblich: Den Feld-und Kombischutzgeräten der SerieSprecon-E wird eine umfassendeBasisparametrierung mitgegeben,wodurch bis zu 90 % des Enginee-ringaufwands von Stationsleittech-nik-Gesamtlösungen eingespartwerden kann.
Die Herausforderung an zukünf-tig intelligente Netze geht Sprecher
in Kooperation mit der EMH GridSolution GmbH & Co. KG und derBittner + Krull SoftwaresystemeGmbH an. Sprecher stellt in der Zu-sammenarbeit seine Leit- und Kom-munikationstechnologie für intelli-gente Ortsnetzstationen, EMH GridSolutions seine elektronischenLastgang- und Haushaltszähler so-wie Bittner + Krull sein Meter-Data-Management (MDM) Argos zur Ver-fügung. Auf der Messe wurden zweiEMH-Zähler ausgestellt, die überSML an die Sprecon-Fernwirktech-nik angeschlossen waren. Die Zähl-werte können über die ProtokolleIEC 60870-5-104/101 an eine zentra-le Stelle übermittelt werden, wo sieeinerseits an das MDM und ande-rerseits an eine Netzleitstelle über-geben werden.
6SONDERDRUCK PDF 7053 aus ew Jg.110 (2011), Heft 17-18, S. 76-86
Bild 7. Schutz- und Leittechnik Sprecon für intelligente Netze Quelle: Sprecher Automation
ew FACHTHEMAEnergy 2011
7 SONDERDRUCK PDF 7053 aus ew Jg.110 (2011), Heft 17-18, S. 76-86
Durch die bidirektionale Kommu-nikation und Automatisierung vonOrtsnetzstationen kann – unter Ein-beziehung der Daten aus dem Mete-ring und der PQ-Erfassung – den ne-gativen Netzauswirkungen, diedurch Einspeisung aus regenerati-ven Erzeugungsanlagen entstehen,entgegengewirkt werden. So lassensich beispielsweise Spannungserhö-hungen reduzieren und die Versor-gungsqualität und -sicherheit erhö-hen. Projektspezifisch werdenNormtrennstellen umgeschaltet, re-gelbare Transformatoren gesteuertoder die Leistung von Einspeisernabschaltet bzw. regelt. Der Aufbauund Betrieb von Inselnetzen ist eineweitere wichtige lokale Funktion.
Die bis heute fast immer völlig pa-rallel aufgebauten Kommunikations-
lösungen für Metering, Netzsteue-rung (Fernwirktechnik und Schutz),Last-/Rundsteuerung und Power-Quality-Messung werden dabei mitSprecon zu einer einheitlichen mo-dularen Lösung in der Ortsnetzsta-tion zusammengeführt, die gleich-zeitig auf alle Daten zugreifen kann.
(40653)
www.mauell.com
www.psienergy.de
www.ids.de
www.sprecher-automation.de
www.abb.de
www.btc-ag.com
ABB AGEnergietechnikPostfach 10 03 5168128 Mannheim, DeutschlandTelefon: 0621 381-3000Telefax: 0621 381-2645E-Mail: [email protected]
www.abb.de/pt
Hinweis:Technische Änderungen der Produkte sowie Änderungen im Inhalt dieses Dokuments behalten wir unsjederzeit ohne Vorankündigung vor. Bei Bestellungen sind die jeweils vereinbarten Beschaffenheitenmaßgebend. Die ABB AG übernimmt keinerlei Verantwortung für eventuelle Fehler oderUnvollständigkeiten in diesem Dokument.Wir behalten uns alle Rechte an diesem Dokument und den darin enthaltenen Gegenständen undAbbildungen vor. Vervielfältigung, Bekanntgabe an Dritte oder Verwertung seines Inhaltes– auch von Teilen – ist ohne vorherige schriftliche Zustimmung durch die ABB AG verboten.
Copyright© 2011 ABBAlle Rechte vorbehalten
DE
AB
B 1
683
11 d
e
