Schwerpunkte

Smart Grid & Co

Die richtigen Sensoren für die Energiewende

20. November 2013, 10:36 Uhr   |  Helmuth Lemme

Die richtigen Sensoren für die Energiewende
© Andrea Gillhuber - Elektronik

Smart Grid und die Energiewende

Wie schnell die Energiewende kommt, ist noch unklar. Dass sie kommt, steht außer Frage. Wenn das „Smart Grid“ effizient und zuverlässig funktionieren soll, dann muss es an jeder Stelle und zu jedem Zeitpunkt genau über seinen eigenen Zustand Bescheid wissen. Es kann passieren, dass viele Gigawatt im Minutenbereich in den Griff zu kriegen sind. Dazu ist sehr viel mehr an Messtechnik und Kommunikation notwendig als bisher - bei Energieerzeugung, Verteilung und Verbrauch. Die deutsche Industrie ist gut dafür gerüstet.

Schon jetzt zeichnet sich ab: Das gesamte elektrische Versorgungssystem wird völlig umgekrempelt - von einer noch halbwegs überschaubaren Einbahnstraße zu einem komplex vernetzten System mit vielen dezentralen Einspeisern (Bild 1).

Stromnetz der Zukunft: Unübersichtlich wegen der zahllosen dezentralen Einspeiser
© Bundesministerium für Umwelt

Bild 1. Stromnetz der Zukunft: Unübersichtlich wegen der zahllosen dezentralen Einspeiser.

Für die Elektronikindustrie bedeutet das eine kräftige Herausforderung, aber gleichzeitig auch eine enorme Chance für Wachstum. Die notwendigen Sensoren, Signalverarbeitungssysteme, Rechner und Software-Pakete sind erst teilweise verfügbar, ein großer Teil ist noch in der Konzeptphase. Im Smart Grid wird die Messtechnik geradezu explodieren. Nicht nur die Zahl der Messstellen, auch die Anzahl der zu messenden Größen wird sich vervielfachen. Die damit gewonnene Datenflut muss dann geeignet verarbeitet und ausgewertet werden, damit die richtigen Schlüsse daraus gezogen werden können.

Als allererstes sind Spannungen und Ströme zu erfassen. Bisher haben die Energieversorgungsunternehmen kaum Informationen darüber, wie hoch die Netzspannung auf der „letzten Meile“ bis hin zu den Endverbrauchern tatsächlich in jedem Moment ist.

Früher konnten sie das aus der Netzbelastung grob abschätzen: Je höher der Stromverbrauch, desto niedriger war sie. Heute geht das nicht mehr wegen der vielen Solaranlagen. An einem sonnigen Wochenende mit wenig Energiebedarf kann die Spannung dadurch lokal erheblich über den Nennwert ansteigen, mit der Folge, dass z.B. Glühlampen reihenweise durchbrennen. Über derartige Situationen muss das zuständige EVU (Energieversorgungsunternehmen) frühzeitig informiert werden, damit es Gegenmaßnahmen treffen kann. Das erfordert Messeinrichtungen für die Netzspannung in den Häusern oder zumindest an entscheidenden Verteilpunkten in den Straßen, verbunden mit entsprechender Informationsübertragung.

Stromsensor auf Basis des Hall-Effekts mit galvanischer Trennung zwischen Stromleiter und Messelektronik
© Fraunhofer IIS

Bild 2. Stromsensor auf Basis des Hall-Effekts mit galvanischer Trennung zwischen Stromleiter und Messelektronik.

Die praktische Ausführung besteht aus einem passend dimensionierten Spannungsteiler und einem A/D-Wandler, dessen Ausgangssignal einem geeigneten Gateway zugeleitet wird. Welche Ströme im Netz in unmittelbarer Nähe der Endverbraucher fließen, kann das EVU heute auch nicht mehr aus dem Gesamtstrom eines Gebietes ermitteln. Auf dem einen Haus speist vielleicht eine Solaranlage stark ein, in der Nachbarschaft befindet sich ein Gewerbebetrieb mit Großverbrauch.
Das EVU „sieht" bisher nur die Differenz, das reicht nicht.

Die Erfassung der Lastflussdynamik erfordert an vielen Stellen Stromsensoren. Sie müssen ihr Messsignal galvanisch getrennt von dem zu überwachenden Leiter ausgeben. Derartige Typen stehen heute in vielen Varianten zur Verfügung, meist auf der Basis des Hall-Effekts oder des magnetoresistiven Effekts (Bild 2). Zu überwachen ist auch der Phasenwinkel zwischen Spannung und Strom. Die Blindleistung soll immer minimal bleiben.

Eine ganz andere wichtige Messgröße ist Temperatur. Wie heiß sind Verteil- und Übertragungseinrichtungen in jedem Moment tatsächlich? Früher hat man sie der Einfachheit halber häufig stark überdimensioniert; da bestand kaum Risiko einer Überhitzung. In Zukunft ist es wirtschaftlicher, statt neue Netzkomponenten einzubauen zuerst einmal die vorhandenen bis an ihre tatsächliche Belastungsgrenze auszureizen. Da ist oft noch großer Spielraum.

„Astrose“ - Sensorsystem zur Erfassung von Leiterseil-Temperatur und -durchhang bei Hochspannungsleitungen
© Fraunhofer ENAS

Bild 3. „Astrose“ - Sensorsystem zur Erfassung von Leiterseil-Temperatur und -durchhang bei Hochspannungsleitungen.

Die Belastbarkeit ist dann nicht mehr ein fester Wert, sondern hängt von der Umgebungstemperatur ab. Zum Beispiel die Leiterseile von Hochspannungsleitungen: Ihre maximal zulässige Temperatur ist meist 80 °C. Bei Schnee, Regen oder Sturm ist die Kühlung besser als bei Sonne und Flaute, entsprechend variiert die Strombelastbarkeit. Ein Sensorsystem, das Seiltemperatur und -durchhang registriert und mittels Energy Harvesting aus dem umgebenden elektrischen Wechselfeld gespeist wird, existiert schon; es ist im Elektronik-Sonderheft ecodesign im August 2011 vorgestellt worden (Bild 3) [1]. Zur Messung der Temperatur tief im Inneren von Hochspannungstransformatoren bieten sich Glasfasersensoren an. Diese haben mittlerweile einen hohen Entwicklungsstand erreicht [2]. Sehr vielseitig einsetzbar sind vor allem Faser-Bragg-Gitter (FBG): Sie erlauben eine große Zahl von Sensorpunkten in einer einzigen Glasfaser, so dass sich die Verkabelung vereinfacht.

Seite 1 von 3

1. Die richtigen Sensoren für die Energiewende
2. Für jede Energieart eigene Messtechnik
3. Komplexe Signalauswertung

Auf Facebook teilen Auf Twitter teilen Auf Linkedin teilen Via Mail teilen

Verwandte Artikel

Fraunhofer IESE (Institut für Integrierte Schaltungen)