Von Smart Grids hin zu Smart Markets

Wie sich durch verteilte Netzintelligenz die Herausforderungen im Mittelspannungsfeld lösen lassen, war das Thema eines gemeinsamen Projekts der Siemens AG und des Verteilnetzbetreibers Netze BW mit dem Titel "Dezentrale Netzintelligenz". "Anstatt mit einem regulären Ausbau des Verteilnetzes zu reagieren, wird auf eine dezentrale Netzintelligenz gesetzt, um die bestehende Netzinfrastruktur optimal auszunutzen", unterstrich Oliver Schroedel von der Siemens AG.

Schroedels Angaben zufolge ermöglicht das Konzept verschiedene, bereits an anderer Stelle etablierte Technologien zu einem neuen innovativen Gesamtpaket zusammenzufassen. Damit sei der Energieversorger besten für die Energiewende vorbereitet. Das Netz sei nicht nur für eine höhere Aufnahmefähigkeit erneuerbarer Energien ohne neue Baustellen gerüstet, vielmehr liefere es zudem verbesserte Informationen und ermögliche damit eine schnellere Reaktion auf Störungen.

Verteilungsnetzbetreiber werden heute durch die stetig wachsende Integration von neuen Verbrauchertypen und dezentralen Erzeugern in ihre Netze vor neue Herausforderungen gestellt. Dr.-Ing. Christian Hille von der Aachener P3 energy unterstrich in seinem Referat die Potenziale für Demand Side Management sowie die Möglichkeiten zur Erbringung von Netzdienstleistungen von Speichersystemen in Verteilungsnetzen aus verschiedenen Nutzerperspektiven. "Aus der Sicht eines Netzbetreibers stellt das gesamte Niederspannungsnetz den Betrachtungsrahmen dar und es erfolgt eine Optimierung von systemischen Kenngrößen durch eine Flexibilisierung der Last bzw. Einspeisung mittels Speichersystemen", erläuterte der Experte. Im Rahmen seines Beitrags wurden die in Zusammenarbeit mit der RWTH Aachen gewonnenen Optimierungsmodelle und Vorgehensweisen dargestellt und in Form exemplarischer Untersuchungen eingehend diskutiert.

Mehr Virtualität für Smart Markets

Virtuelle Kraftwerke fassen mehrere Produktionseinheiten, Verbraucher und Speicher zusammen, um einen optimalen Systembetrieb zu gewährleisten und nach außen wie reguläre Großkraftwerke zu agieren. Auf diese Weise kann eine zunehmende Anzahl von technischen Einheiten wie Solarparks, Windfarmen, Biogasanlegen, Blockheizkraftwerken, Wärmepumpen und Speichern zusammen mit konventionellen Erzeugungseinheiten im Verbund betrieben werden. Die Teilnahme von virtuellen Kraftwerken am Elektrizitätsmarkt führt zu Smart Markets, in denen Strommengen und Netzdienstleistungen gehandelt werden. Smart Markets bauen auf Smart Grids auf, welche die nötige Infrastruktur bereitstellen.

Von der Mannheimer ABB AG wurde hierzu ein als OPTIMAX PowerFit bezeichnetes System zur Steuerung von virtuellen Kraftwerken und Mehrblockanlagen vorgestellt. Hierzu ergänzend wurden Fallbeispiele diskutiert, deren Spektrum sich von der Optimierung der lokalen Erzeugung eines Stadtwerks bis hin zur Bündelung von mehr als 1.000 EEG-Anlagen in einem virtuellen Kraftwerk erstreckte.

Zukunftsfähige Netze zur Integration Regenerativer Energiesysteme

Im Mittelpunkt des Energiekonzepts der Bundesregierung steht eine umweltschonende, zuverlässige sowie bezahlbare Energieversorgung mit dem Schwerpunkt auf regenerative Energiequellen. Die Steigerung der erneuerbaren Energieerzeugung sowie deren Markt- und Netzintegration sollen forciert werden. Die Bewältigung dieser Herausforderungen erfordert neuartige Betriebsstrategien um den Netzzustand im zuverlässigen Bereich zu halten und die Versorgungssicherheit der Endkunden zu gewährleisten.

Einen möglichen Lösungsansatz bietet das Konzept der Microgrids. Diese bilden im Fehlerfall zeitlich begrenzt elektrische Inseln und liefern an das überlagerte Stromnetz als gekoppelte, topologische Kraftwerke Netzdienstleistungen. Diese sollen im Rahmen des Projekts IREN2 (Zukunftsfähige Netze für die Integration Regenerativer Energiesysteme) im praktischen Betrieb wirtschaftlich und technisch erprobt werden. Im Rahmen dieses Projekts entsteht im Ortskern von Wildpoldsried im Oberallgäu ein inselnetzfähiges Microgrid mit allen dazu notwendigen Komponenten. Bei der Durchführung des Projekts wird die Allgäuer Überlandwerk GmbH (AÜW) durch ihre Tochterfirma egrid applications & consulting GmbH unterstützt, die sich auf Beratungsdienstleistungen zum Thema smarter Netzausbau spezialisiert hat.
Rolf Froböse
Redaktionsbüro für Populärwissenschaft & Technik
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Wie sich durch verteilte Netzintelligenz die Herausforderungen im Mittelspannungsfeld lösen lassen, war das Thema eines gemeinsamen Projekts der Siemens AG und des Verteilnetzbetreibers Netze BW mit dem Titel "Dezentrale Netzintelligenz". "Anstatt mit einem regulären Ausbau des Verteilnetzes zu reagieren, wird auf eine dezentrale Netzintelligenz gesetzt, um die bestehende Netzinfrastruktur optimal auszunutzen", unterstrich Oliver Schroedel von der Siemens AG.

Schroedels Angaben zufolge ermöglicht das Konzept verschiedene, bereits an anderer Stelle etablierte Technologien zu einem neuen innovativen Gesamtpaket zusammenzufassen. Damit sei der Energieversorger besten für die Energiewende vorbereitet. Das Netz sei nicht nur für eine höhere Aufnahmefähigkeit erneuerbarer Energien ohne neue Baustellen gerüstet, vielmehr liefere es zudem verbesserte Informationen und ermögliche damit eine schnellere Reaktion auf Störungen.

Verteilungsnetzbetreiber werden heute durch die stetig wachsende Integration von neuen Verbrauchertypen und dezentralen Erzeugern in ihre Netze vor neue Herausforderungen gestellt. Dr.-Ing. Christian Hille von der Aachener P3 energy unterstrich in seinem Referat die Potenziale für Demand Side Management sowie die Möglichkeiten zur Erbringung von Netzdienstleistungen von Speichersystemen in Verteilungsnetzen aus verschiedenen Nutzerperspektiven. "Aus der Sicht eines Netzbetreibers stellt das gesamte Niederspannungsnetz den Betrachtungsrahmen dar und es erfolgt eine Optimierung von systemischen Kenngrößen durch eine Flexibilisierung der Last bzw. Einspeisung mittels Speichersystemen", erläuterte der Experte. Im Rahmen seines Beitrags wurden die in Zusammenarbeit mit der RWTH Aachen gewonnenen Optimierungsmodelle und Vorgehensweisen dargestellt und in Form exemplarischer Untersuchungen eingehend diskutiert.

Mehr Virtualität für Smart Markets

Virtuelle Kraftwerke fassen mehrere Produktionseinheiten, Verbraucher und Speicher zusammen, um einen optimalen Systembetrieb zu gewährleisten und nach außen wie reguläre Großkraftwerke zu agieren. Auf diese Weise kann eine zunehmende Anzahl von technischen Einheiten wie Solarparks, Windfarmen, Biogasanlegen, Blockheizkraftwerken, Wärmepumpen und Speichern zusammen mit konventionellen Erzeugungseinheiten im Verbund betrieben werden. Die Teilnahme von virtuellen Kraftwerken am Elektrizitätsmarkt führt zu Smart Markets, in denen Strommengen und Netzdienstleistungen gehandelt werden. Smart Markets bauen auf Smart Grids auf, welche die nötige Infrastruktur bereitstellen.

Von der Mannheimer ABB AG wurde hierzu ein als OPTIMAX PowerFit bezeichnetes System zur Steuerung von virtuellen Kraftwerken und Mehrblockanlagen vorgestellt. Hierzu ergänzend wurden Fallbeispiele diskutiert, deren Spektrum sich von der Optimierung der lokalen Erzeugung eines Stadtwerks bis hin zur Bündelung von mehr als 1.000 EEG-Anlagen in einem virtuellen Kraftwerk erstreckte.

Zukunftsfähige Netze zur Integration Regenerativer Energiesysteme

Im Mittelpunkt des Energiekonzepts der Bundesregierung steht eine umweltschonende, zuverlässige sowie bezahlbare Energieversorgung mit dem Schwerpunkt auf regenerative Energiequellen. Die Steigerung der erneuerbaren Energieerzeugung sowie deren Markt- und Netzintegration sollen forciert werden. Die Bewältigung dieser Herausforderungen erfordert neuartige Betriebsstrategien um den Netzzustand im zuverlässigen Bereich zu halten und die Versorgungssicherheit der Endkunden zu gewährleisten.

Einen möglichen Lösungsansatz bietet das Konzept der Microgrids. Diese bilden im Fehlerfall zeitlich begrenzt elektrische Inseln und liefern an das überlagerte Stromnetz als gekoppelte, topologische Kraftwerke Netzdienstleistungen. Diese sollen im Rahmen des Projekts IREN2 (Zukunftsfähige Netze für die Integration Regenerativer Energiesysteme) im praktischen Betrieb wirtschaftlich und technisch erprobt werden. Im Rahmen dieses Projekts entsteht im Ortskern von Wildpoldsried im Oberallgäu ein inselnetzfähiges Microgrid mit allen dazu notwendigen Komponenten. Bei der Durchführung des Projekts wird die Allgäuer Überlandwerk GmbH (AÜW) durch ihre Tochterfirma egrid applications & consulting GmbH unterstützt, die sich auf Beratungsdienstleistungen zum Thema smarter Netzausbau spezialisiert hat.
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