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6 | 2015

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EnergieForum 85 GW 110

EnergieForum 85 GW 110 GW NS Leistung 2014 158 GW NS Leistung geplant 2024 Wasserkraft, Biomasse und Photovoltaik die klassischen Energieträger Braunkohle (25,6 %), Steinkohle (18,0 %) sowie Kernenergie (15,9 %) hinter sich gelassen. Ein großer Teil des Stroms aus erneuerbaren Energien wird von hunderttausenden dezentralen Erzeugungsanlagen eingespeist, die in das Niederspannungsnetz integriert sind. Diese Anlagen müssen netzverträglich ans Netz angeschlossen werden – das stellen die Technischen Anschlussregeln (TAR) sicher. Sie sorgen also für die Interoperabilität der Netze und geben Kunden und Netzbetreibern Investitions- und Planungssicherheit. Die TAR fassen wesentliche Gesichtspunkte zusammen, die beim Anschluss von Kundenanlagen an die öffentliche Energieversorgungsnetze zu beachten sind. Darüber hinaus enthalten die TAR wichtige Informationen zum Betrieb solcher Anlagen. Bisher haben diese Regelungen die rund 900 Netzbetreiber – zwar gemäß den Empfehlungen der Technischen Anschlussbedingungen (TAB) – in größerer Vielfalt mit organisatorischen und technischen Anforderungen mehr oder weniger selbst formuliert. Doch der Umbau der Netze im Zuge der Energiewende fordert eine bundesweit einheitliche Regelung. Vor diesem Hintergrund hat das Forum Netztechnik / Netzbetrieb (FNN) im VDE im Rahmen des achten TAB-Fachforums Ende Februar 2015 in Berlin vier Thesen für eine erfolgreiche Energiewende in der Niederspannung vorgestellt. Die vier Thesen im Detail Die erste These beschäftigt sich explizit mit der bundeseinheitlichen Regelung. Sie lautet: „Die Weiterentwicklung der Konventionelle Erzeugung (alle Spannungsebenen) HöSHS (Blöcke) HöSHS (EEG) MS NS Bild 2 Zubau an installierter Leistung aus erneuerbaren Energien. Quelle: Studie FNN/TU Delft 2014 Anlagen in den Verteilnetzen sind systemrelevant Verschiebung installierter Leistung in die Verteilnetze erfordert neue Konzepte technischen Mindestanforderungen als bundesweit einheitlich Technische Anschlussregeln bietet Vorteile für Netzbetreiber, Hersteller und das Elektrohandwerk.“ Die Netzbetreiber sind verpflichtet, ihre technischen Anschlussbedingungen zu veröffentlichen. Diese enthielten bisher sowohl technische als auch organisatorische Vorgaben. Der technische Teil wird in Zukunft herausgelöst und zentral beim Forum Netztechnik/Netzbetrieb inhaltlich diskutiert und festgelegt und anschließend als VDE-Anwendungsregel (VDE-AR-N 4100) in das VDE-Vorschriftenwerk übernommen. Das sorgt für Transparenz bei Netzbetreibern, Herstellern, Elektrohandwerk und nicht zuletzt auch für die Kunden. „Wir wollen einen ersten Entwurf bis 2016 formulieren. Die bundeseinheitliche Regelung schafft am Ende eine Win-win-Situation für alle Beteiligten“, erklärt Andreas Plümmer, beim Technischen Anlagenmanagement der Netze BW GmbH in Stuttgart für die technischen Anschlussbedingungen am Niederspannungsnetz und für die Installateursbetreuung zuständig. In der zweiten These fordert das FNN, „die Technischen Anschlussregeln zügig und vorausschauend weiter zu entwickeln.“ Beispiel Photovoltaik: Die Mehrzahl der mittlerweile rund 1,5 Millionen Anlagen ist in der Niederspannung angeschlossen. Nur noch für rund ein Drittel des in den nächsten zehn Jahren geplanten Zubaus von Photovoltaik-Anlagen ist eine Festlegung technischer Anforderungen im notwendigen Umfang möglich. Grundlage dieser Einschätzung ist der neueste Netzentwicklungsplan, nachdem von den bis 2024 geplanten 35 GW Photovoltaik-Leistung bereits 24 GW installiert sind. Davon erfüllen aber 19 GW die heutigen Anforderungen nur eingeschränkt, weil sie abschalten, sobald die Frequenz 50,2 Hz übersteigt, was zu einer erheblichen Belastung für die europäischen Netze geführt hat (Bild 1). Ein netzdienliches Verhalten kann nur durch Neuanlagen realisiert werden, die zwischen 2014 und 2024 in einer Leistung von 11 GW zugebaut werden sollen. „Ohne Technische Anschlussregeln (TAR) kein sicherer Systembetrieb“ – so die dritte These des FNN. In einer Erzeugungswelt mit weniger Großkraftwerken und stark steigender dezentraler Erzeugung sind erneuerbare Energien bereits heute an bestimmten Tagen systemrelevant (Bild 2). Technische Anschlussregeln sind daher heute wichtiger als je zuvor. Nur wenn die Anlagen nach vorausschauend abgestimmten Regeln angeschlossen werden, kann das System weiter auf dem gewohnt hohen Zuverlässigkeitsniveau funktionieren. „Inzwischen sind zwar rund 300 000 Anlagen wegen der 50,2-Hz-Problematik nachgerüstet worden, aber im Sinne aller sollten derartige Aktionen künftig vermieden werden“, sagt Prof. Bernd Engel, stellvertretender Vorstandsvorsitzender des FNN. Die vierte These lautet: „Für den Erfolg der Energiewende ist es unabdingbar, dass Netzbetreiber, Elektrohandwerk und Hersteller eng zusammenarbeiten.“ Technische Regeln helfen nur dann, wenn sie flächendeckend umgesetzt werden. Daher ist eine enge Abstimmung zwischen allen Beteiligten unverzichtbar. Ludger Meier, Vorsitzender des Vorstands beim Forum Netztechnik / Netzbetrieb im VDE, erklärt dazu: „Das Forum Netztechnik / Netzbetrieb ist eine ganz wesentliche Instanz bei der technischen Umsetzung der Energiewende, die die Entwicklung eines technisch sicheren Gesamtsystems im Blick hat.“ Walter Tschischka, Präsident des Zentralverbands der Deutschen Elektro- und Informationstechnischen Handwerke (ZVEH), ergänzt: „Den E-Handwerken kommt bei der erfolgreichen Umsetzung der Energiewende eine besondere Rolle zu. Sie liefern Lösungen zur Steigerung der Energieeffizienz sowie zur verstärkten Einbindung der dezentralen Energieerzeugung und von modernen Speichertechnologien.“ i Klaus Jopp klaus.jopp@wiwitech.de 48 BWK Bd. 67 (2015) Nr. 6

EnergieForum Vorschlag für ein dezentral geregeltes Stromnetz Digitale Agenten optimieren die Zusammenarbeit im Smart Grid Bild 1 Jetziger (A) und zukünftig möglicher (B und C) schematischer Aufbau des Stromnetzes in Deutschland (BF-Einheit = Betriebsführungseinheit, BF-Agent = Betriebsführungsagent, ZR = Zentrales Rechensystem, LW = Leitwarte). ENERGIE-INFRASTRUKTUR | Eine Herausforderung der Energie - wende ist es, viele kleine und mittlere Akteure bei Erzeugung, Speicherung und Verbrauch zu koppeln. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE hat mit einem Agenten-basierten Konzept ein universelles Werkzeug für diese Aufgabe geschaffen, das auch zur effizienten Netzführung dienen kann. Bisher werden über zentrale Leitwarten wenige Großkraftwerke zu einem Netz höchster Stabilität zusammengefügt. Die wesentlichen Entscheidungen treffen Menschen, die entsprechenden Informationen sind in der Leitwarte zentral vorhanden. Wenn es nach den Plänen der Bundesregierung geht, werden 2050 80 % der Energieversorgung erneuerbar sein. Das bedeutet Millionen kleiner Anlagen, die dazu noch vom Wetter abhängig sind. Sie zentral zu regeln, ist wie beim sprichwörtlichen Sack Flöhe kaum möglich. Es wird also nötig, die Netzführung zumindest teilweise zu dezentralisieren, so dass schon das Netz (Smart Grid), seine Knoten und die dahinter liegenden Anlagen selbst „intelligent“ sind und nicht nur die Menschen in der Leitwarte. Die heutige Situation entspricht Bild 1 A. Die intelligente Optimierung findet in der Leitwarte statt – zum Beispiel: Was ist die ökonomisch optimale Lösung für die aktuelle Angebot-Nachfrage-Situation? Die Kraftwerke werden zwar nach Sollwerten der Leitwarte gefahren, haben aber keine eigene Optimierungsintelligenz. Bei der dezentralen Variante in Bild 1 C optimieren sich die Netzkomponenten – ohne zentrale Einheit – untereinander selbst, die mittlere Variante ist eine Mischform mit intelligenten Teilsystemen. Wesentlich ist, dass zur intelligenten Optimierung eine umfassende Datenkenntnis gehört. Je zentraler, desto transparenter müssen die einzelnen Anlagen für die Zentrale sein. Im dezentralen Fall bleiben die Daten dort, wo sie anfallen, bei der dezentralen Anlage. Offene Systeme lassen den nötigen Entwicklungsspielraum Niemand kann sagen, wie die künftige Netzstruktur aussieht. Zu der Herausforderung, viele fluktuierende Anlagen sinnvoll zu organisieren, kommt die Dynamik des Transformationsprozesses von einem zentralen System zu einer Mischform im erneuerbaren Energiesystem Mitte des Jahrhunderts. Bei so viel Ungewissheit ist klar, dass Automatisierung, Kommunikation und Kompatibilität eine wesentliche Rolle spielen. Das Gesamtsystem muss herstellerunabhängig und so offen sein, dass es auch noch nicht angedachte neue Komponenten oder Gesichtspunkte in das Führungskonzept integrieren kann. Auch braucht es eine Einigung auf Kommunikationsprotokolle wie IEC 61850, damit die Verständigung zwischen Maschinen möglich und sicher ist. Doch ansonsten muss größtmögliche Flexibilität herrschen. Mit der in Bild 2 gezeigten Simulationsumgebung GSIM des Fraunhofer ISE lässt sich eine mögliche Ausformung des Smart Grid – und im Speziellen von Energiemanagementsystemen – praxisnah studieren, ohne das reale Stromnetz zu gefährden. Das Netz wird zum einen mit dem Lastflusssimulator SimTool simuliert. Zum anderen werden einige der technischen Anlagen, die durch Agenten verantwortet werden, real, im SmartEnergyLab, betrieben – ein Blockheizkraftwerk mit einem Wasserspeicher, einer Wärmepumpe mit einem Phasenwechselspeicher sowie ein Lithium-Ionen-Batteriesystem. Dabei sind alle Einheiten in einer Verteilnetzsimulation zusammengefasst und kommunizieren mit einer Vielzahl weiterer simulierter und realer Einheiten an anderen Standorten. Alle Systeme bauen auf dem OpenMuc- „Framework“ auf, einem Open-Source- Kommunikations-Gateway, das vom Smart Home bis zum virtuellen Kraftwerk Energieanlagen effizient führen kann. Es basiert auf Java und OSGi, ist plattformunabhängig, schlank und daher ideal für energiesparende, eingebettete Systeme geeignet. Im Web-Portal www.openmuc. org stehen Datenserver, Datenlogger, Treiber und viele Funktionen zur Konfiguration und Datenvisualisierung kostenlos bereit. Jedem Netzknoten ist ein Betriebsführungsagent zugeordnet, der für „Highlevel“-Kommunikation im Smart Grid sorgt und nachfolgend beschrieben wird. Das System in Bild 2 umfasst einen Agenten für jede reale Komponente im Smart Energy Lab und jeden der simulierten Agenten im Agentensystem. Als Input dienen der Simulation Wetterdaten, Lastprofile und die Konfiguration eines Referenznetzes. BWK Bd. 67 (2015) Nr. 6 49

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