Netzintegration von Photovoltaikanlagen: Anforderungen an die Stromrichter bei hohem PV-Anteil im Insel- und Verbundnetz Bernd Engel, Vorstandsbeauftragter.

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1 Netzintegration von Photovoltaikanlagen: Anforderungen an die Stromrichter bei hohem PV-Anteil im Insel- und Verbundnetz Bernd Engel, Vorstandsbeauftragter Netzintegration, SMA Solar Technology AG 16. Kasseler Symposium Energie-Systemtechnik 6. Oktober 2011

2 1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung
Übersicht Vortrag Ausbau der Erneuerbaren Energien im deutschen Elektrizitätsversorgungsnetz Vorbild: Systemdienstleistungen im AC-gekoppelten Inselnetz Systemdienstleistungen im Verbundnetz für mehr PV im Kraftwerksmix Zukünftige Roadmap Zusammenfassung Herzlichen Dank an die Ko-Autoren! Martin Rothert, SMA ▪ Gunther Arnold, Fraunhofer IWES Michael Breede, SMA ▪ Thomas Degner, Fraunhofer IWES ▪ Torsten Reimann, Fraunhofer IWES ▪ Philipp Strauss, Fraunhofer IWES Folie 2:Wie gliedere ich meinen Vortrag? Als Einleitung: 1. Wie sehen die Energiepolitischen Rahmenbedingungen aus? Wie könnte der Energiemix im Jahr 2020 aussehen? 2. Wie werden die Erneuerbaren Energien in die deutsche Netzstruktur integriert? Im Hauptteil: 3. Die Spannungshaltung im NS-Netz - wie sehen die Probleme bei Leistungsflussumkehr aus. Welche Lösungs-Möglichkeiten gibt es? 4. Welche weiteren Systemdienstleistungen können Erzeugungsanlagen am NS-Netz noch bereitstellen? Schließen möchte ich mit: 5. Einen Ausblick, Wie können noch höhere Anteile Erneuerbarer Energien ins Netz integriert werden? Und 6. einer Zusammmenfassung.

3 1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung
Datenbasis Sunny Portal (~5GWp): ~2,6GWp aus Deutschland (~15%)

4 Daten European Energy Exchange (EEX) 12 Uhr.:
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Deutschland am Pfingstsonntag ( ): Vergleich der PV-Einspeisung mit Wind- und konvent. Erzeugung Daten European Energy Exchange (EEX) 12 Uhr.: konventionell 26.4 GW / Wind 0.52 GW Anteil PV: 30.1 %

5 „Kollaps in den Netzen“ und „20 Mrd Ausbaukosten“
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung „Kollaps in den Netzen“ und „20 Mrd Ausbaukosten“ Interview Dena-Chef Stephan Kohler in der BZ, Photovoltaik mit aktuellen Ausbauszenarien (9,5 GW Zubau jeweils in 2010/11) führt zu „Netz-Kollaps“, „Riesenproblem im Netz“ und „Überlastung durch Sonnenstrom“ schlägt Deckelung auf ein Zehntel (sprich 1 GW/a) vor Pressemitteilung Verband kommunaler Unternehmen (VKU) vom zum Energiekonzept der Bundesregierung: dezentrale Energieerzeugung/Smart Grids führt zu Netzausbaukosten von 20 Mrd. Euro Intelligenz in PV-Anlagen und im Verteilnetz vermeidet diese Szenarien

6 Modulare AC-gekoppelte Inselsysteme auf Kythnos
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Seit 10 Jahren: Modulare AC-gekoppelte Inselsysteme auf Kythnos Erstes modulares AC-gekoppeltes System mit Sunny Island (2001) Neuer Ansatz: Parallelbetrieb netzbildender Batteriestromrichter Lösung: Systemdienstleistungen von Batteriestromrichter und Solar- oder Windwechselrichter

7 Parallelbetrieb mit Statiken zur Frequenz- und Spannungshaltung
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Parallelbetrieb mit Statiken zur Frequenz- und Spannungshaltung Adoption der Eigenschaften eines Synchrongenerators im Kraftwerk auf Batterie-Wechselrichter Wirkleistungs/Frequenz-Statik zur Frequenzhaltung wie Primärregelung Blindleistungs/Spannungs-Statik zur Spannungshaltung

8 Einspeisemanagement: Frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Einspeisemanagement: Frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion Bei voller Batterie Mehr Erneuerbare Energien stehen zur Verfügung als nutzbar Frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion der Solar- und Windwechselrichter

9 Einspeisemanagement als Überbrückung bis zum Netzausbau
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Einspeisemanagement Rechtliche Basis: §6 Abs. 1 EEG 2009 ab 100 kW In EEG 2012 ab 0 kW, wenn nicht bis 30 kWp optionale Leistungsbegrenzung auf 70 % gewählt Verluste dann ca. 3–8 % wenn kein Eigenverbrauch Umsetzungsprobleme bei VNB und Industrie Runder Tisch bei BMU am mit VNB, Industrie etc. Einspeisemanagement als Überbrückung bis zum Netzausbau – langfristig auch bei deutschlandweites Überangebot an PV

10 Frequenzabhängige Wirkleistungs-Reduktion
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Frequenzabhängige Wirkleistungs-Reduktion Reduzierung der Wirkleistungseinspei-sung in Abhängigkeit von der Frequenz im Störungsfall bei einem Leistungsüberangebot zur Vermeidung von Instabilität Anwendungsbeispiel: UCTE-Störung im November zum Glück nachts! Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf Dezember 2007 „Wenn netztechnische Belange dies erfordern und der Netzberteiber diese Forderung erhebt, müssen sich die EA an der statischen Spannungshaltung im Netz beteiligen“ eon hat sich dieses Verfahren übrigens patentieren lassen, allerdings nur in Zusammenhang mit der Windenergie sowohl in der gültigen Richtlinie für Hoch- und Höchstspannungsnetze als auch in der neuen Mittel­spannungsrichtlinie gefordert Bezogen auf das Verbundnetz rückte das Thema aber erst in den Fokus, als im November 2006 im Zuge einer Schiffsüberführung auf der Ems eine im Betrieb befindliche Hochspannungsleitung abgeschaltet werden musste. Im nordöstlichen Teil des deutschen Netzes kam es dabei zu einem Wirkleistungsüberschuss. Die Frequenz stieg zunächst rapide an, bis sich die angeschlossenen EEG-Anlagen (in diesem Netzbereich befindet sich der größte Teil der deutschen Windenergie­leistung!) synchron vom Netz trennten. Damit wurde schlagartig klar, dass bei einem weiteren Ausbau von erneuerbaren Energien nur eine Einbeziehung aller Erzeuger in die Netzregelung die Stabilität des Verbundnetzes dauerhaft gewährleisten kann. Eine solche Funktionalität kann – auch bei größeren, verteilten Anlagen – nur in den Wechselrichtern selbst realisiert werden. Die Verzögerungszeiten einer vorstehend beschriebenen kommunikationsbasierten Lösung über einen Leitstand lassen eine rechtzeitige Reaktion auf Störungen im Netz nicht zu. Diese Anforderungen wurden bisher nur an große Kraftwerke und Einspeiser in Hochspannungsnetzen gestellt. Für PV-Wechselrichter im Mittelspannungsnetz müssen nun geeignete Regelungskonzepte erarbeitet werden. Hierbei kann unter anderem auf Erfahrungen beim Management von AC-gekoppelten Inselnetzen zurückgegriffen werden. Vergleichbare Regelungsstrukturen werden zurzeit unter der Bezeichnung „Frequency Shift Power Control“ in den Sunny Boy PV-Wechselrichtern eingesetzt. Hier stellt der Sunny Island-Batteriewechselrichter als Systemmanager über die Frequenz ein ausgeglichenes Verhältnis aus aufgenommener Verbraucher­leistung und Wirkleistungsabgabe der Erzeuger sicher. Hebt der Sunny Island auf­grund eines momentanen Wirkleistungsüberangebots die Frequenz an, reduzieren die Sunny Boy PV-Wechselrichter ihre eingespeiste Leistung gemäß voreingestellter Parameter entlang einer Kennlinie analog Abbildung 3. Eine Übertragung dieser Funktionalitäten auf die großen PV-Wechselrichter zur Mittelspannungseinspeisung ist sicher möglich, wird aber ähnlich der oben genannten Anforderungen zur statischen Leistungsbegrenzung etwa zeitgleich mit den übrigen Anforderungen in ersten Seriengeräten zur Verfügung stehen. Die frequenzabhängige Wirkleistungs-Reduktion ist ein erster Schritt Richtung Beteiligung an der Primärregelung. 50,2 Hz-Problem im NS-Netz „Schuld“ der VNB Solarwechselrichter können schon lange „sanft“ abschalten

11 Spannungshaltung: Leistungsflussumkehr – ein technisches Problem?
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Spannungshaltung: Leistungsflussumkehr – ein technisches Problem? Ziel: Einhaltung des Spannungskriteriums nach EN (UN ± 10 %) Beispiel: Zur Kompensation des Spannungsfalls entlang der Leitung: manuelle, lastlose Verstellung des Übersetzungsverhältnisses am Transformator der Netzstation Bis jetzt wurde das Verteilnetz für den Verbrauchsfall dimensioniert

12 Spannungshaltung: Leistungsflussumkehr – ein technisches Problem?
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Spannungshaltung: Leistungsflussumkehr – ein technisches Problem? Beispiel: Installation PV-Anlage: In den lastarmen Vormittagsstunden kommt es zur Leistungsflussumkehr. Verletzung Spannungskriterium nach EN 50160 Probleme der Spannungshaltung werden bisher über teuren Netzausbau mit mehr Kupfer in neuen Kabeln und stärkeren Transformatoren gelöst.

13 Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung Neue Netzanschluss-Richtlinien: Erzeugungsanlagen müssen im Normal-betrieb Blindleistung bereitstellen Netzbetreiber gibt QSoll, cosSoll oder Kennlinien cos(P),Q(U) vor MS-Richtlinie: Bei Wirkleistungsabgabe Betrieb mit Verschiebungsfaktor im Bereich cos  = 0,95induktiv bis 0,95kapazitiv NS-Richtlinie: Bei Wirkleistungsabgabe Betrieb mit Verschiebungsfaktor im Bereich bis zu cos  = 0,90induktiv mit fester Kennlinie Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf April 2008, ergänzt um Kennlinie VDE-AR-N 4105 Bei Wirkleistungsabgabe heißt: nicht nachts! in jedem Betriebspunkt heißt: auch bei Nennleistung! gilt für den Netzanschlusspunkt Blindleistung als Funktion der Spannung vermutlich tot wegen Gegeneinanderregeln! ca. 4,5 % mehr Scheinstrom >> Durch Spannungshaltung im Wechselrichter kann die Aufnahmefähigkeit des Niederspannungsnetzes bis zu verdoppelt werden (Quelle: BMU-Projekt PV-EMS)

14 Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung Spannungsanhebung am Netzanschlußpunkt ΔU/Un in % Bei cos φ = 0,95 (ind.) über 20 % Reduktion der Spannungsanhebung Ψk übererregt cos φ 0,95 untererregt Diagramm der Spannungsanhebung am Netzanschlusspunkt in Abhängigkeit des Verschiebungsfaktors cos φ. (Sk“ = 2,5 MVA, Netzimpedanzwinkel Ψk = 30°...60°, PWR = 27 kW = konstant)

15 Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung Beispiel: Durch induktiven/untererregten Betrieb des PV-Wechselrichters (Aufnahme von Blindleistung) Reduzierung der Spannungsanhebung

16 Dynamische Netzstützung: Fault Ride Through (FRT)
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Dynamische Netzstützung: Fault Ride Through (FRT) Erzeugungsanlagen sollen sich im Fehlerfall grundsätzlich nicht vom Netz trennen! Gefordertes Verhalten: oberhalb Grenzlinie 1: stabiler Betrieb zwischen Grenzlinie 1 und 2: Instabilität zulässig unterhalb Grenzlinie 2/30 % UNenn: sofortige Trennung zulässig Im NS-Netz keine Einspeisung eines kapazitiven Blindstroms erwünscht: eingeschränkte dynamische Netzstützung durch zeitweises Speeren der Halbleiter  Bild beschreibt keinen Fehlerverlauf Quelle: Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW, Entwurf Dezember 2007 >> Auch im Netz-Fehlerfall können PV-Anlagen das Netz stützen.

17 BDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung BDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“ Bearbeitet von Netzbetreibern im BDEW (Bundesverband d. Energie- und Wasserwirtschaft) Gültig ab mit Übergangsfristen bis Fordert erstmals Kraftwerkeigenschaften im Verteilnetz Einspeisemanagement und frequenz-abhängige Wirkleistungsreduzierung Statische Spannungshaltung (Blindleistung) Dynamische Netzstützung >> Mit Mittelspannungsrichtlinie erstmals Netzsystem- dienstleistungen im Verteilnetz

18 FNN-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung FNN-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ Erste Netzanschlussbedingung des Forums Netztechnik Netzbetrieb im VDE Endlich veröffentlicht Anfang August 2011 Übergangsfristen bis zum Paradigmenwechsel jetzt auch im NS-Netz: Einspeisemanagement und frequenzabhängige Wirkleistungsreduzierung Spannungshaltung (Blindleistung) Ab 3,68 kVA bis cos  = 0,95induktiv Ab 13,8 kVA bis cos  = 0,90induktiv >> Die Niederspannungsrichtlinie wird dringend benötigt!

19 Roadmap Netzintegration Ebene Verteilnetz
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Roadmap Netzintegration Ebene Verteilnetz Spannungshaltung Energiemanagement im Smart Grid Blindleistung am MS-Netz (BDEW-RL ab 2010) Blindleistung am NS-Netz (FNN-RL ab 2011/2012) Intelligente regelbare Ortsnetzstationen Optimierung Eigenverbrauch, auch mit dezentralen Batteriespeichern Einspeisemanagement lokal im NS-Netz << 100 kWp (EEG 2012) (spannungsabhängig?/Smart Grid) Dezentrale Batteriespeicher mit lokales Peak-Shaving im Verteilnetz Schwarzstart-Fähigkeit

20 Kapazitätserhöhung für Photovoltaik im Niederspannungsnetz
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Kapazitätserhöhung für Photovoltaik im Niederspannungsnetz Quelle: Degner CIGRE 2011 aus Projekt PV-EMS Faktor > 2 Netzimpedanzwinkel [ °] Schwarzstart-Fähigkeit  Durch Blindleistungseinspeisung läßt sich die Aufnahmefähigkeit des Niederspannungsnetzes ohne teuren Netzausbau bis zu verdoppeln

21 Bewertung der Maßnahmen bezgl. Kapazitätserhöhung im NS-Netz
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Bewertung der Maßnahmen bezgl. Kapazitätserhöhung im NS-Netz Maßnahme Spannungshaltung Blindleistung % Spannungshaltung regelbare Ortsnetzstation % Einspeisemanagement lokal/zentral 20 – 50 % senkt Ertrag Eigenverbrauch <5-30% senkt die Wälzungssumme Peak Shaving mit Batterie >100 % teuerste Variante Welcher PV-Zubau ist möglich (1)? Bemerkung  Die Aufnahmefähigkeit des Niederspannungsnetzes läßt sich auch ohne teuren Netzausbau erhöhen. (1) Gegenüber Standardszenario ohne Netzausbau, reine Wirkleistungseinspeisung

22 Roadmap Netzintegration Systemstabilität (verantwortlich ÜNB)
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Roadmap Netzintegration Systemstabilität (verantwortlich ÜNB) Einspeisemanagement Frequenzregelung Energiewirtschaftliche Maßnahmen Erzeugungsmanagement > 100 kW (EEG) Frequenzabhängige Leistungsreduktion (BDEW-RL ab 2009/FNN-RL ab 2011/2012) Nachbildung rotierenden Synchrongeneratoren mit positiver Regelreserve (Momentanreserve, Primärregelung) Solar-Prognose Eigenverbrauch mit variablen, erzeugungsabhängigen Tarifen (Smart metering), Demand-side-management (z.B. Wärmepumpe) zentrales Peak-Shaving mit Batteriespeicher, virtuelle Kraftwerke DSM: elektrische Speicherheizung, Elektromobilität/Methanisierung von PV

23 1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung
Netzsystemdienstleistungen von Photovoltaikanlagen im Verbundnetz möglich Vorbild AC-gekoppelte modulare Inselnetze Damit Reduktion der notwendigen konventionellen Kraftwerke „must run units“ auf ein Minimum – möglichst 0! Verringerung Netzausbaukosten durch neue intelligente Maßnahmen im Verteilnetz: Blindleistungseinspeisung durch Wechselrichter Intelligente Ortsnetzstation Weiterer Forschungsbedarf insbesondere bei Netzintegration und Einbindung dezentraler und zentraler Speichersysteme  Szenarien „Netzkollaps“ und „20 Mrd € Netzausbau“ sind vermeidbar – trotz weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien

24 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
1 Ausbau Erneuerbare Energien| 2 Inselnetz | 3 Verbundnetz | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Ich freue mich auf Ihre Fragen Bernd Engel Vorstandsbeauftragter Netzintegration SMA Solar Technology AG Sonnenallee 1, D Niestetal Tel.: 0561/

25 Seit 1. Oktober 2011: Professor und Institutsleiter am Institut für Hochspannungstechnik und elektrische Energieanlagen - elenia Fachgebiet Komponenten nachhaltiger Energiesysteme Schleinitzstraße 23 | Braunschweig | Germany  Tel:         +49 (0)      Web:     

26 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
1 Ausbau Erneuerbare Energien | 2 Systemdienstleistungen | 3 Richtlinien | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Ich freue mich auf Ihre Fragen Bernd Engel Vorstandsbeauftragter Netzintegration SMA Solar Technology AG Sonnenallee 1, D Niestetal Tel.: 0561/

27 Backup

28 Integration der EE in die Struktur der Netze
1 Ausbau Erneuerbare Energien | 2 Systemdienstleistungen | 3 Richtlinien | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Integration der EE in die Struktur der Netze Typische Einspeisung Photovoltaik: ca. 85 % NS-Ebene (230 V/400 V) ca. 15 % MS-Ebene ( kV) wenige Anlagen in HS-Ebene (110 kV) Paradigmenwechsel notwendig in elektrischer Energieversorgung: Von Top-Down-Struktur zu fluktuierenden bidirektionalen Leistungsflüssen Verteilnetze müssen zu „Einsammelnetze“ werden. Erneuerbare Energien müssen System- dienstleistungen im Verteilnetz erbringen

29 Korrelation von PV-Erzeugung und Lastgang
1 Ausbau Erneuerbare Energien | 2 Systemdienstleistungen | 3 Richtlinien | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Korrelation von PV-Erzeugung und Lastgang Dynamic investigation into the correlation between PV feed-in and grid load fluctuations Partial result of the study “The role of solar power production in future energy supply structures – value of solar power” Financed by the BMU1, BSW2 and EPIA Carried out by: ISET, ISE, meteo control Basis of the calculation 15 minute time-variation curve of geographically widely distributed PV plants – temperatures and solar irradiation as input variables 15 minute load curve (data from the 4 power network operators) reference 2005 (526 TWh) Quelle: ISET, Kassel Strom aus Photovoltaik deckt vorrangig den Spitzenbedarf!

30 Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung
1 Ausbau Erneuerbare Energien | 2 Systemdienstleistungen | 3 Richtlinien | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Spannungshaltung durch Blindleistungseinspeisung Spannungsanhebung am Netzanschlußpunkt ΔU/Un in % Bei cos φ = 0,95 (ind.) über 20 % Reduktion der Spannungsanhebung Ψk übererregt cos φ 0,95 untererregt Diagramm der Spannungsanhebung am Netzanschlusspunkt in Abhängigkeit des Verschiebungsfaktors cos φ. (Sk“ = 2,5 MVA, Netzimpedanzwinkel Ψk = 30°...60°, PWR = 27 kW = konstant)

31 Spannungshaltung durch intelligente Ortsnetzstation
1 Ausbau Erneuerbare Energien | 2 Systemdienstleistungen | 3 Richtlinien | 4 Roadmap | 5 Zusammenfassung Spannungshaltung durch intelligente Ortsnetzstation +10% +10% ü = konstant Einspeisung heute +4% variabel 20kV ü = konstant 400V HS 110kV Einspeisung zukünftig Last -10% -10% Regelung Regelung Messung? Messung Umspannwerk Ortsnetzstation Kabelverteiler Hausanschluss ? Meter Datenkommunikation >> Intelligente Ortnetzstation gehört zum Smart Grid bei viel dezentraler Erzeugung Quelle: E.ON-Mitte

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