Intelligentes Stromnetz

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EEnergy SmartGrid.jpg
Änderung des Netzaufbaus im Rahmen der Energiewende (schematisch – Stand 2019)

Der Begriff intelligentes Stromnetz (englisch smart grid) bezeichnet die Strategie, den Fokus auf regelungstechnische Steuerung im Stromnetz (sogenannte Netzintelligenz) zu legen, um die Auslastung der vorhandenen Infrastruktur zu verbessern. Hiermit soll der zeit- und kapitalintensive Ausbau der physischen Infrastruktur (Freileitungen, unterirdische Leitungen, Transformatoren) möglichst gering gehalten oder vermieden werden.

Mit größer werdenden Anteilen erneuerbarer Energien in den Stromnetzen steigen besonders die Anforderungen an die Niederspannungsnetze. Die Niederspannungsnetze übernehmen nicht mehr nur die Aufgabe, Strom aus den Verteilnetzen aufzunehmen und zu verteilen, sondern zunehmend auch die Aufgabe dezentral erzeugten Strom in die Verteilnetze zurückzuspeisen.

Smart Grids, d. h. Innovationen in der Netzsteuerung, moderne Regelungstechnik und moderne Leittechnik sollen diese zusätzlichen Herausforderungen lösen.[1]

Die Bundesnetzagentur schreibt dazu: Während die Hochspannungsnetze bereits heute weitestgehend intelligent gesteuert werden und der Zubau neuer Leitungen das Gebot der Stunde ist, ist in den Verteilnetzen auch eine Verbesserung der Netzinfrastruktur und der Steuerungsmöglichkeiten erforderlich. Investitionen „in Kupfer“ müssen Hand in Hand gehen mit Investitionen in „Intelligenz“.[1]

Stand der Netzintelligenz 2021[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die bestehenden Netze werden schon seit längerer Zeit mit einer Kommunikationstechnik, der sogenannten Netzleittechnik (engl. bzw. allgemein SCADA) gesteuert. Der Netzregelverbund wurde in Deutschland beginnend mit dem Modul 1 im Dezember 2008 in Betrieb genommen und sukzessive um weitere Module erweitert. Nach Aussagen der Bundesnetzagentur befand sich die Leittechnik der Höchstspannungsnetze 2021 auf einem hohen Stand, einen Eindruck davon geben die Leitwarten der Übertragungsnetzbetreiber.[2] Dagegen besteht bei den Niederspannungs- und Mittelspannungsnetzes noch Nachholbedarf.[1]

Historische Bedeutung bei der Steuerung von Stromnetzen haben:[3]

Diese historischen Steuerungstechniken sind heutzutage kabel- oder mobilfunknetzbasiert. Ziel dieser Übertragung von Daten und Signalen und der damit verbundenen computergestützten Regelungstechnik war und ist es unter anderem, die Netzflüsse durch Ab- und Zuschaltung so zu optimieren, dass keine Überlastungen auftreten und in solcher Form möglichst automatisiert und unmittelbar auf Störungen zu reagieren. Dabei sollen die vorhandenen physischen Netzkapazitäten auf Basis einer Lastflussberechnung möglichst optimal genutzt werden. Steuerungstechniken dienen auch der physischen Sicherheit, so schalten beispielsweise durch Sturm oder Unfälle gerissene Überlandleitungen meist automatisch ab.

Eine neuere Entwicklung ist im Hochspannungsbereich z. B. das Freileitungsmonitoring, mit dem die außentemperatur-abhängige Kapazität von Freileitungen durch in Echtzeit übertragene lokale Temperaturdaten besser genutzt werden kann. Der Einsatz von Stelltransformatoren führt im Mittel- und Niederspannungsbereich zu einer verbesserten Ausnutzung vorhandener Netzkapazitäten. Smart-Meter liefern mittelfristig Verbrauchsdaten in beliebiger örtlicher und anderweitiger Differenzierung, die zur Entwicklung besserer Tarife und besserer Lastprofile und auch zu einer genaueren Steuerung des Netzes genutzt werden können.

Neue Anforderungen an die Netzintelligenz[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Eine Studie der Agora-Energiewende empfiehlt weiterhin die folgenden Adhoc-Maßnahmen zur Entlastung der Übertragungsnetze:[4]

  • Umbeseilung auf Hochtemperaturseile (Freileitungen werden durch Seile mit höherer Temperaturbelastbarkeit bestückt)
  • Zubeseilung auf bereits bestehenden Freileitungen
  • Querregler zur Lastflussreglung

Mit dem Ausbau der Windenergie entstanden zunächst ein Erzeugungsschwerpunkt an der Nordseeküste und damit neue Anforderungen an das Hochspannungsnetz, Strom in die Verbrauchszentren und bis in den südlich Teil Deutschlands zu transportieren. Weiterhin führte die Erzeugung aus fossiler Primärenergie durch kleine KWK-Anlagen wie auch die Erzeugung aus erneuerbaren Quellen wie Photovoltaikanlagen, solarthermischen Kraftwerken, kleinen Windkraftanlagen und Biogasanlagen zu Einspeisungen ins Niederspannungsnetz und vermehrten Einspeisungen ins Mittelspannungsnetz.

Dies führt zu einer wesentlich komplexeren Struktur, primär im Bereich der Lastregelung, der Spannungshaltung im Verteilnetz und zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität. Gleichzeitig steigt durch die immer größeren Anteile erneuerbarer Energien, insbesondere Windkraft und Photovoltaik, die Volatilität der Einspeisemengen deutlich. Dadurch wird eine schnellere und effizientere Netzsteuerung erforderlich.

Generell werden Netze, auch elektrische Energieversorgungsnetze, auf die mögliche Höchstbelastung ausgelegt. Die Reduktion jener Höchstbelastung und die zeitliche Verlagerung der zu übertragenden Energie in Zeiten mit geringerer Auslastung ermöglicht, die notwendige Netzinfrastruktur kleiner auszulegen, und führt dadurch zu Kostenvorteilen auf Betreiberseite. Hierbei bleibt die insgesamt übertragene Energiemenge in etwa gleich; es wird nur die Auslastung der Netze optimiert. Beispielsweise waren im Jahr 2009 Stromnetze in der Schweiz im Jahresdurchschnitt nur zu 30 bis 40 % ausgelastet. Kostenvorteile und Versorgungssicherheit sind daher Anreize für die Netzbetreiber, teure Lastspitzen zu vermeiden und im theoretischen Idealfall nur einen möglichst zeitlich konstanten Lastanteil, welcher über dem so genannten Grundlastanteil liegt, zu haben. Diese Nivellierung der Last kann mittels intelligenter Netze durch automatische Steuerungen und Kontrolle von Verbrauchsanlagen im Rahmen einer Laststeuerung erfolgen.

Eine Eigenschaft jener Netze ist die Möglichkeit, Zustandsinformationen und Lastflussdaten aus den einzelnen Netzelementen, wie z. B. Erzeugungsanlagen, Verbrauchern und Transformatorenstationen in Echtzeit abzurufen und verarbeiten zu können. Ein intelligentes Stromnetz bezieht neben den Produktionsanlagen der Industrie und anderen Großverbrauchern auch mittlere Verbraucher und das Verhalten privater Haushalter in das Netzmanagement mit ein. Um auf dieser kleinteiligen Ebene wirksame Preisanreize zu schaffen, wird auch ein intelligenter Markt benötigt.

Intelligentes Markt- und Netzdesign ermöglicht es dem Verbraucher, über die Steuerung seines Verbrauchsverhaltens Geld zu sparen. Nötig sind dafür dynamische Tarife (intelligenter Markt) und die Echtzeit-Kommunikation der Verbrauchsdaten an das Netz (intelligentes Netz).[5]

Was kann durch intelligente Netzmaßnahmen, was durch intelligente Marktmaßnahmen organisiert werden?[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Damit das Stromnetz stabil bleibt, muss Stromerzeugung und Stromverbrauch zu jedem Zeitpunkt genau im Gleichgewicht sein. Dies wird hauptsächlich durch den Markt erreicht. Der Einsatz von Kraftwerken und Speichern wird langfristig und kurzfristig im Interesse der Eigentümer so optimiert, dass Kraftwerke und Speicher ein bestmögliches Ergebnis erzielen. Dies führt dazu, dass für jeden Zeitpunkt immer die Kraftwerke ihren Einsatz planen und ihre Stromerzeugung verkaufen, die für diesen Zeitpunkt die erwartete Nachfrage zu den besten Konditionen ausfüllen können.

Nur die Aussteuerung sehr kurzfristiger oder instantaner, ungeplanter Abweichungen zwischen Erzeugung und Abnahme verbleibt Aufgabe des Übertragungsnetzbetreibers. Weiterhin verbleibt es Aufgabe des Netzbetreibers, den Strom dorthin zu bringen, wo er gebraucht wird. Da Strom zunehmend im Norden von Windrädern eingespeist und in süddeutschen Zentren verbraucht wird, wird dies auch zunehmend zur Herausforderung. Dem Netzbetreiber stehen dafür zwei Instrumente zur Verfügung:

  • der Regelmarkt (ein Markt für instantane Stromerzeugung und Stromabnahme)
  • der Redispatch (der zwangsweise Eingriff in die Kraftwerksfahrweise gegen regulierte Entschädigungsentgelte)

Beide Mechanismen setzen ursprünglich große Akteure auf der Erzeugungs- und Nachfrageseite voraus, die Börsenzugänge haben und auf der Angebots- oder Nachfrageseite so große Mengen umsetzen können und so große Flexibilitäten besitzen, dass Änderungen an den Einspeise- oder Lastprofilen zu nennenswerten Ergebnissen für die Akteure führen.

Aufgabe eines intelligenten Marktes und eines intelligenten Netzes ist es jedoch, auch Flexibilitäten kleiner Verbraucher und Erzeuger, sogenannter Flexumer, in das System zu integrieren. Dazu gehören dezentrale Batteriespeicher incl. Fahrzeugantriebsbatterien (Smart Charging), einzelne Windräder, kleine KWK-Anlagen, Solaranlagen und am Ende der Kette auch der Haushaltskunde als Verbraucher.

Auf der Marktseite werden die Flexibilitäten dieser kleinen Einheiten zunehmend zu sogenannten virtuellen Kraftwerken gebündelt (intelligenter Markt). Auf der Netzseite wurden PV- und Windanlagen verpflichtend mit einer Fernsteuerung ausgestattet, um Eingriffe des Netzbetreibers zu ermöglichen (intelligentes Netz).[6]

Eine wesentliche Änderung auf Endverbraucherebene ist der Einbau von intelligenten Zählern (auch Smart Meter). Ihre Kernaufgabe sind Fernauslesung und die Möglichkeit, zeitvariable Preise abrechnen zu können. Die Datenübertragung zwischen den einzelnen Komponenten läuft über Telefon-Modem, GSM, PLC oder ADSL-Verbindungen uvm. Damit ist die Gestaltung differenzierterer Tarife und damit besserer Preisanreize auch für Haushaltskunden möglich (intelligenter Markt). Der Verbraucher kann jedoch nur dann ohne Komfort-Einbußen Preisvorteile realisieren, wenn er auch über Geräte verfügt, die automatisch vorzugsweise während Niedertarif-Zeiten arbeiten. Dabei handelt es sich um zeitunkritische Prozesse wie insbesondere das Laden von Elektrofahrzeugen, der Betrieb von Wärmepumpen, Tiefkühlen, Heizen (Elektroboiler), Waschen oder Geschirrspülen.[7]

Mit Nachtspeicheröfen und festen Nachttarifen wurde dies bereits vor Jahrzehnten realisiert, moderne Systeme können jedoch flexibler und intelligenter arbeiten, was insbesondere für die Einbeziehung erneuerbarer Energien wichtig ist. Eine eingeführte Technologie ist hierzu die Rundsteuertechnik, die allerdings aufgrund der geringen Bandbreite keine Einzeladressierung ermöglicht, sondern Anlagengruppen anspricht.

Flexibilisierung der Nachfrageseite[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Da elektrische Energienetze im engeren Sinne keine Energie speichern können und zur Erhaltung der Stabilität im Stromnetz die Nachfrage nach elektrischer Leistung immer gleich dem Angebot an elektrischer Leistung sein muss, muss entweder die Angebotsseite dem nachgefragten Verbrauch angepasst werden, wie dies weitgehend in klassischen Stromnetzen durch Veränderung der Kraftwerksleistung erfolgt, oder durch eine Anpassung mittels Lastverschiebungen der Verbraucher an das momentane Angebot der Erzeugereinrichtungen, ähnlich wie sie bei sogenannten Lastabwurfkunden im Falle von Versorgungsengpässen seit Beginn der elektrischen Energieversorgung realisiert sind.

Auch wenn die in intelligenten Stromnetzen ausgelösten zeitlichen Lastverschiebungen ausgewählter Verbraucher (Demand Side Management) in Form der Laststeuerung nur im Bereich von Stunden bis wenigen Tagen möglich sind, gelten sie als eine zweckmäßige Möglichkeit, um in erneuerbaren Energiesystemen mittels gesteuerter Veränderung der momentanen Nachfrage, diese dem teilweise nicht nachfrageorientierten Angebot anzupassen. Der Vorteil der Nachfrageanpassung liegt in ihrer großen Energieeffizienz, da sie im Gegensatz zu Speicherkraftwerken sehr verlustarm oder verlustfrei eingesetzt werden können.[8] Gut geeignet sind insbesondere Wärme- und Kältemaschinen wie Kühlschränke, Kühlhäuser, Wärmepumpenheizungen usw. Mit Einschränkungen bieten sich aber auch energieintensive industrielle Prozesse wie die Aluminiumherstellung per Elektrolyse, die Elektrostahlherstellung und der Betrieb von Zementmühlen und Lüftungsanlagen für Lastverschiebungen an. Beispielsweise kann der konkrete Einschaltzeitpunkt eines entsprechend ausgelegten intelligenten Kühlschranks in einem gewissen Zeitintervall so verschoben werden, dass er mit dem Angebot an elektrischer Leistung eher übereinstimmt, ohne dass dabei die gekühlten Lebensmittel unzulässig stark erwärmt werden. Die Steuerung kann entweder indirekt über den Preis oder direkt über Energieversorgung bzw. Netzbetreiber erfolgen; größere Unternehmen können auch direkt am Regelenergiemarkt handeln.

Ein erhebliches Potential zur Lastverschiebung bieten auch Rechenzentren. Da Rechenzentren üblicherweise nur teilausgelastet sind und manche Rechenoperationen nicht zeitkritisch sind, kann Rechenleistung bei Bedarf sowohl räumlich als auch zeitlich verschoben werden. Somit kann regional der Verbrauch gezielt gesenkt oder erhöht werden, ohne dass dies Auswirkungen auf zu erbringende Dienstleistungen hat. Da die Infrastruktur bereits vorhanden ist, wäre dies mit minimaler Anpassung der Infrastruktur möglich, zudem könnten Rechenzentren als Stromgroßverbraucher ein bedeutender Faktor im Demand Response sein. Weiteres Potential ergibt sich über die dort üblicherweise installierten Systeme zur Unterbrechungsfreien Stromversorgung wie Batterien und Notstromaggregate, die ebenfalls für die Erbringung von Regelleistung oder Spitzenlastdeckung eingesetzt werden können. Auf diese Weise könnten Systemkosten minimiert werden. Insgesamt wird für möglich gehalten, dass europäische Rechenzentren im Jahr 2030 ein Lastverschiebungspotential von einigen GW bis einigen Dutzend GW besitzen.[9]

In den Auswirkungen erzielt die Lastverschiebung die gleichen Effekte wie der Einsatz von Speicherkraftwerken zur Angebotsanpassung: Die Lasterhöhung (Zuschalten der Last bei Stromüberschüssen) entspricht der Ladung eines Speichers, die spätere Lastminderung der Speicherentladung; daher fungiert Lastverschiebung als "virtueller Speicher".[10] Laut deutschem Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik liegt das Potenzial zur Lastverschiebung zur Hälfte bei energieintensiven Unternehmen und zur Hälfte bei Privathaushalten, Gewerbe und Handel sowie Dienstleistungen. Lastmanagement könne die Nachfrage ausgleichen und die Kosten der Energiewende deutlich senken.[11]

Pilotprojekte demonstrieren, dass Energiespeicher und Elektroautos mit Hilfe von intelligenter Software derart vernetzt und gesteuert werden können, dass der Bedarf seitens beteiligter Haushalte an Gas zur Umwandlung in elektrische Energie, welche in Gaskraftwerken bereitgestellt wird, um über 80 % reduziert werden kann.[12]

Aktivitäten in Europa[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Den Zielen der EU in Bezug auf Smart Grids liegt das Bedürfnis nach

  • einer Verringerung der Kohlenstoffdioxid-Emissionen,
  • einer erhöhten Energieunabhängigkeit (s. a. Energieautarkie),
  • der Erhöhung der Energieeffizienz und
  • einem geplant steigenden Anteil an erneuerbarer Energie, welcher in die europäischen Energienetze integriert werden muss,

zugrunde.

So installierte erstmals das italienische Energieversorgungsunternehmen Enel als Schritt in Richtung intelligenter Stromnetze seit Ende der 1990er Jahre ein automatisiertes Ablesesystem für Stromzähler. Dieses geschah insbesondere zur Verhinderung der großen Verluste durch Stromdiebstahl, dem durch die modernen Zähler Einhalt geboten wurde.

Im Projekt E2SG, Energy to Smart Grid[13], arbeiten 31 Partner aus 9 europäischen Ländern seit April 2012 an zentralen Themen intelligenter Versorgungsnetze: Methoden zur sicheren Kommunikation im Versorgungsnetz, optimierte Technologien zur effizienten Strom-/Spannungswandlung und verbesserte Verfahren zur Bedarfsermittlung und Netzsteuerung sollen helfen, erneuerbare Energiequellen besser einzubinden und die Energieeffizienz zu steigern. E2SG wird von ENIAC Joint undertaking und den Nationalstaaten der Projektpartner gefördert.[14]

Innerhalb des Projektes Web2Energy, welches durch das 7. Rahmenprogramm (FP7) der Europäischen Kommission gefördert wird, wird ein diskriminierungsfreies Kommunikationssystem für alle beteiligten Marktpartner innerhalb eines intelligenten Stromnetzes in Südhessen unter Verwendung der weltweit anerkannten IEC-Normen aufgebaut und getestet.

2016 fand die erste internationale Konferenz zur Systemintegration von Erneuerbaren Energien (Integration of Sustainable Energy Conference, kurz iSEneC) im Messezentrum Nürnberg statt, in der verschiedene technische Lösungen vorgestellt wurden.[15]

Smart Grids-Aktivitäten in Deutschland[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Aus einem gänzlich anderen Grund initiierte die Bundesrepublik Deutschland im Rahmen des E-Energy-Förderprogramms, gefördert vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie und dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, eine Analyse in sechs sogenannten Modellregionen, welche die Auswirkungen intelligenter Stromnetze und deren praktischer Umsetzung in realen Stromversorgungsnetzen testeten.[16] Dem Ergebnis dieses Projekts zufolge sind intelligente Energienetze in der Lage, in Zukunft den Netzausbau deutlich zu reduzieren. Ein erster Schritt in der Implementierung von Smart Grids in der Bundesrepublik Deutschland ist die flächendeckende Einführung von Smart Metering. Dieser Baustein ist aber eigentlich eine Komponente des Smart Market und ermöglicht die nachfrageorientierte Lastreduzierung.

Im Januar 2017 startete das vom deutschen Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderte Programm SINTEG - Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende. Mit einem Fördervolumen von 200 Millionen Euro und einem Gesamtvolumen von 500 Millionen Euro bilden die fünf SINTEG-Schaufenster C/sells; Designetz; enera; NEW4.0 und WindNODE das größte Smart Grid-Programm Europas.[17] Das Programm sieht explizit fünf Modellregionen vor, die sich praktisch über ganz Deutschland (mit wenigen Ausnahmen) erstrecken. In jenen werden nicht nur die theoretischen Grundlagen erarbeitet, sondern auch Demonstrationsprojekte realisiert. Weiterhin werden rechtliche Rahmenbedingungen und Marktmodelle erforscht.[17] Die Projekte werden von weitreichenden Konsortien mit rund 60 Mitgliedern aus Energieversorgern, Industrie, Forschungseinrichtungen und zivilgesellschaftlichen Akteuren, auch unter eigenem Kapitaleinsatz durchgeführt.[18] Ziel ist die Evaluierung und Entwicklung der Smart Grid-Technologien bis zur Marktreife. Mit dem Fördervolumen, der großen Akteursinvolvierung und der Entwicklungstiefe ist SINTEG das bedeutendste Smart Grid-Programm in Deutschland und das größte in Europa. Mehrere deutsche Bundesländer haben eigene Smart Grids-Aktivitäten gestartet, so hat beispielsweise Baden-Württemberg die Smart Grids-Plattform Baden-Württemberg e.V. für die Vernetzung der relevanten Akteure initiiert.[19] Weiterhin wurde eine Roadmap für die Gestaltung intelligenter Energienetze in Baden-Württemberg verfasst, welche als Leitbild der Akteure fungiert.[20] Die ursprüngliche Version dieser Smart Grids-Roadmap beinhaltete auch den Start für das SINTEG-Schaufenster C/sells. Nach Abschluss des Projekts werden in Baden-Württemberg nun neue Empfehlungen für eine Überarbeitung der Smart Grids-Roadmap, basierend auf den in den letzten Jahren gewonnenen Erkenntnissen, erarbeitet[21] und die Strategie zur Implementierung von intelligenten Energienetzen angepasst.[22]

Von den Energieversorgungsunternehmen gibt es immer mehr Initiativen um intelligente Energienetze zu fördern. So wird beispielsweise in Garmisch-Partenkirchen neben Elektromobilität auch das intelligente Stromnetz in einem Modellversuch getestet.[23][24]

Smart Grids in Österreich[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

In Österreich entsteht ebenfalls eine Initiative zu intelligenten Stromnetzen.[25] Das österreichische Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie fördert im Rahmen des Programms Energiesysteme der Zukunft sowie über das Energieforschungsprogramm des Klima- und Energiefonds Forschungs- und Demonstrationsprojekte zum Thema.[26] Gemeinsam mit Stromnetzbetreibern und Technologieunternehmen entstehen mehrere Pionierregionen. Die Salzburg AG hat beispielsweise zwei Projekte ins Leben gerufen. Zum einen das Projekt „ElectroDrive“ und zum anderen das Projekt „Smart Grids“. Diese beiden Projekte wurden mit 1,9 Millionen und 1,7 Millionen Euro vom österreichischen Klima- und Energiefonds prämiert und gefördert. Sie sind nahezu untrennbar, da die Elektrofahrzeuge als Energiespeicher dienen. Momentan fahren in Salzburg 300 Elektrofahrzeuge.[27]

Smart Grids in der Schweiz[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

In der Schweiz arbeiten Enercontract AG mit Beteiligung der Alpiq im Projekt smart power und die Löpfe AG an der konkreten Umsetzung eines intelligenten Stromnetzes. Erste Pilotinstallationen sind bei der Firma Jura Elektroapparate AG in Niederbuchsiten und im Versorgungsgebiet der EWS Energie AG Aargau Süd erfolgt.

In der Schweiz obliegt die Strommessung dem lokalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) im Rahmen des diskriminierungsfreien Netzanschlusses. Diskriminierungsfrei heißt, dass alle Stromkunden gleiche Bedingungen bzg. Netzanschluss und Entgeltberechnung erhalten. Die Messinformationen stehen hierbei dem Energielieferanten zu, d. h., sie dürfen derzeit nicht frei zugänglich gemacht werden, insbesondere nicht einem Wettbewerber. Weiterhin ist bei den gewonnenen Messdaten der Datenschutz zu beachten, denn mit diesen personenbezogenen Daten lässt sich z. B. der individuelle Tagesablauf eines Netzanschlusses rekonstruieren.

Probleme und Herausforderungen bei intelligenten Stromnetzen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Wie sich bei dem Hackerangriff auf die ukrainische Stromversorgung 2015 eindrucksvoll zeigte, sind hochautomatisierte Netze durch die Verbindung mit dem Internet besonders anfällig für Hackerangriffe.

Volkswirtschaftlich sinnvolle und innovative Investitionen können wegen der regulatorischen Organisation der Energiewirtschaft unter Umständen betriebswirtschaftlich nicht sinnvoll sein. Netzentgelte sind reguliert und der Netzbetreiber kann dort nur bestimmte Investitionen geltend machen. So dürfen Netzbetreiber in Deutschland beispielsweise keine Speicher bauen, besitzen und in ihr Netz integrieren, um damit Netzprobleme zu lösen.[28]

Normen und Standards[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Problematisch ist die Tatsache, dass es in einigen Bereichen noch keine anerkannten Standards gibt, was gemessen wird und wie die Daten an ein Ziel übertragen werden. Bisher werden meist proprietäre Messsysteme eingesetzt, die nicht einfach miteinander kombinierbar oder austauschbar sind. Nach der Einführung von Standards ist möglicherweise ein aufwändiger Wechsel der Systeme notwendig.

Beim Projekt smart power wird mit in der IKT üblichen Protokollen gearbeitet. Dadurch lassen sich nicht proprietäre Systeme kombinieren. Ein populärer Ansatz zur Vermeidung von unterschiedlichen Standards, bedingt durch den Einsatz von unterschiedlichen Gateways, ist die Harmonisierung mittels einer offenen Gateway-Plattform OSGi.

Auf internationaler Ebene werden Datenmodelle und Kommunikationsprotokolle der IEC 61850 weiter entwickelt. Ursprünglich für die Automation in Umspannwerken konzipiert, dehnt sich das Anwendungsfeld dieser Norm auch auf die dezentrale Stromerzeugung in Verteilnetzen aus.

Neben der IKT-bezogenen Normung sind für ein intelligentes Verhalten vieler kleinerer Anlagen am Netz auch systemstabilisierende elektrotechnische Eigenschaften wichtig, d. h. die Reaktion auf Spannungs- und Frequenzänderungen. Diese wurden z. B. in Deutschland in der Mittelspannungsrichtlinie definiert, mittlerweile abgelöst durch die Technische Anschlussregel Mittelspannung (VDE-AR-N 4110:2018-11).[29] Die FNN-Anwendungsregel „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ (VDE-AR-N 4105:2018-11).[30] existiert seit August 2011, mittlerweile in einer zweiten überarbeiteten Fassung.

Auf europäischer Ebene sind hierzu die DIN EN 50438 (Anforderungen für den Anschluss von Klein-Generatoren an das öffentliche Niederspannungsnetz)[31] zu nennen, sowie die EN 50549:2019 (Anforderungen für zum Parallelbetrieb mit einem Verteilnetz vorgesehene Erzeugungsanlagen).[32]

In den USA ist die IEEE 1547 (Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems)[33] von Relevanz.

Siehe auch[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  • Aichele, C., Doleski, O. D. (Hrsg.): Smart Market - Vom Smart Grid zum intelligenten Energiemarkt. Springer Fachmedien, Wiesbaden 2014, ISBN 978-3-658-02778-0.
  • European Commission: JRC-IET: JRC Scientific and Policy Reports. Smart Grid projects in Europe: Lessons learned and current developments. Europäische Kommission, 2013 (Übersicht, Langfassung (PDF; 5,0 MB)).
  • Sebastian Knab, Kai Strunz, Heiko Lehmann: Smart Grid: The Central Nervous System for Power Supply – New Paradigms, New Challenges, New Services (= Scientific Series of the Innovation Centre Energy at the Technische Universität Berlin. Band 2). Universitätsverlag der TU Berlin, Berlin 2010 (PDF; 451 kB).
  • VDE|FNN: Herausforderungen beim Umbau der Netze. Berlin 2011 (PDF; 531 kB).
  • Friedrich Augenstein, Ludwig Einhellig, Ingmar Kohl: Die Realisierung des „Smart Grids“ – in aller Munde, aber nicht in der Umsetzung. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 61. Jg., Heft 7, etv Energieverlag GmbH, Essen 2011, S. 28–31, (PDF; 264 kB).
  • Christian Neureiter: A Domain-Specific, Model Driven Engineering Approach For Systems Engineering In The Smart Grid. 2017, ISBN 978-3-9818529-2-9 (MBSE4U).

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. a b c Jochen Homann: Smart Meter Rollout. Abgerufen am 15. August 2021.
  2. Netzführung und Systemeinsatz, auf amprion.net
  3. Udo Leuschner: Das Netz der Stromversorgung. Abgerufen am 16. August 2021.
  4. Studie der Agora Energiewende. Abgerufen am 15. August 2021.
  5. Hans-Jürgen Appelrath, Henning Kagermann und Christoph Mayer (Hrsg.): Future Energy Grid. Migrationspfade ins Internet der Energie. acatech – Deutsche Akademie der Technikwissenschaften, 2012, S. 48.
  6. Fernsteuerung von PV-Anlagen. Abgerufen am 16. August 2021.
  7. Roman Uhlig: Nutzung der Ladeflexibilität zur optimalen Systemintegration der Elektromobilität. 2. Auflage. Wuppertal 2017, ISBN 978-3-7450-5959-5.
  8. Matthias Günther, Energieeffizienz durch Erneuerbare Energien. Möglichkeiten, Potenziale, Systeme, Wiesbaden 2015, S. 141.
  9. Carolina Koronen et al.: Data centres in future European energy systems — energy efficiency, integration and policy. In: Energy Efficiency. 2019, doi:10.1007/s12053-019-09833-8.
  10. Nele Friedrichsen, Verbrauchssteuerung, in: Martin Wietschel, Sandra Ullrich, Peter Markewitz, Friedrich Schulte, Fabio Genoese (Hrsg.), Energietechnologien der Zukunft. Erzeugung, Speicherung, Effizienz und Netze, Wiesbaden 2015, S. 417–446, S. 418.
  11. Intelligente Netze können Strombedarf drastisch senken, SPIEGEL Online, 8. Juni 2012
  12. Enpal: Mit intelligenter Steuerung den Gasbedarf der Haushalte um 80 Prozent senken. 22. März 2022, abgerufen am 28. Juli 2022 (deutsch).
  13. Energy to Smart Grid
  14. Project profile - E2SG - Energy to smart grid (Memento vom 11. April 2014 im Internet Archive) auf eniac.eu von Januar 2011, abgerufen am 24. Februar 2014
  15. https://www.energieregion.de/aktuelles/isenec-2016-erfolgreicher-start-in-die-energiezukunft
  16. E-Energy Homepage
  17. a b Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Förderprogramm SINTEG: "Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende". Abgerufen am 1. März 2018.
  18. Alle Partner, mit denen das Projekt C/sells die Energiewende vorantreibt. Abgerufen am 1. März 2018 (deutsch).
  19. Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft: Auftaktveranstaltung der Smart Grids-Plattform Baden-Württemberg. 29. November 2012, abgerufen am 17. August 2020.
  20. Smart Grids-Roadmap. Abgerufen am 7. August 2021.
  21. Empfehlungspapier: Empfehlungen für die Smart Grids-Roadmap Baden-Württemberg 2.0. 28. Juli 2021, abgerufen am 7. August 2021 (deutsch).
  22. Baden-Württemberg passt Smart-Grid-Strategie an. Abgerufen am 7. August 2021.
  23. http://www.e-gap.de/intelligentes-stromnetz/
  24. http://www.ffe.de/die-themen/mobilitaet/410-e-gap-modellkommune-garmisch-partenkirchen
  25. Technologieplattform Smart Grids (Memento vom 13. November 2009 im Internet Archive)
  26. Archivlink (Memento vom 9. Januar 2011 im Internet Archive)
  27. Modellregion Salzburg (Memento vom 13. Juni 2010 im Internet Archive)
  28. Bundesnetzagentur: Regelungen zu Stromspeichern. Abgerufen am 16. August 2021.
  29. VDE-Anwendungsregel (FNN) 4110: Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Mittelspannungsnetz und deren Betrieb.
  30. Forum Netztechnik/Netzbetrieb: Entwürfe von VDE-Anwendungsregeln (FNN).
  31. VDE-Verlag: VDE 0435-901, DIN EN 50438:2008-08.
  32. Beuth-Verlag: EN 50549-1:2019.
  33. IEEE Standards Association: IEEE 1547 Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.