Mit der SmartValve-Technologie von Smart Wires will Amprion das Übertragungsnetz besser steuern. (Quelle: Amprion)
Amprion und Smart Wires starten das dreiphasige Projekt mit dem Ziel, einen mobilen modularen statisch-synchronen Serien-Kompensator (mSSSC) im Netzgebiet von Amprion einzusetzen. Diese, als SmartValve bezeichnete Technologie soll dazu beitragen, Leitungen gleichmäßiger auszulasten.
„Wir sehen in dieser innovativen Technik das Potenzial, das Netz effizienter zu nutzen und den Bedarf an Redispatch zu senken“, sagt Dr. Klaus Kleinekorte, technischer Geschäftsführer von Amprion. Die Kosten für Redispatch sind in den vergangenen Jahren in Deutschland auf über eine Milliarde Euro gestiegen.
Lastflusssteuerung durch SmartValve
Der SmartValve kann durch gezielte Lastflussänderungen Leitungen entlasten. So lässt sich das Übertragungsnetz noch besser steuern und dadurch der Einsatz von Kraftwerken zur Überbrückung von Netzengpässen weiter reduzieren. Der Kompensator ist modular aufgebaut und kann dadurch einfacher transportiert und damit auch flexibler an unterschiedlichen Standorten eingesetzt werden, wenn sich das marktgetriebene Lastflussverhalten ändert. Damit ergänzt die neue Technologie herkömmliche Phasenschiebertransformatoren. Zusätzlich kann sie systemstützend wirken.
Um die Systemstabilität des Stromnetzes in Zeiten der Energiewende weiterhin zu gewährleisten, nutzt Amprion bereits verschiedene innovative Technologien wie die PST oder Blindleistungskompensationsanlagen wie Statcom.
„Wir freuen uns sehr, mit Amprion, einem der angesehensten ÜNB der Welt, zusammenzuarbeiten. Wir freuen uns vor allem darüber, dass unsere Technologie von einem Land in Betracht gezogen wird, das eine herausragende Rolle in der Energiewende spielt“, sagte Gregg Rotenberg, CEO von Smart Wires. „Nicht zuletzt kann man das Gewicht, das wir der Partnerschaft mit Amprion beimessen auch daran ablesen, dass wir in Europa und vor allem Deutschland einen Unternehmensstandort etabliert haben.“
Amprion und Smart Wires rechnen mit einer Projektlaufzeit von zwei bis drei Jahren, um die neue Technik im Stromnetz zu erproben.