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Dezentrales autonomes Energiemanagement

von Dr. Olav Krause, Prof. Dr. Sebestian Lehnhoff

Die Versorgung mit elektrischer Energie ist eine der wichtigsten Grundversorgungen einer modernen Gesellschaft und sie wird durch die Nutzung erneuerbarer Energien sowie neuer Energieanwendungen immer komplexer. Dr. Olav Krause und Prof. Dr. Sebastian Lehnhoff weisen darauf hin, dass die Versorgungsinfrastruktur intelligenter und autonom agierend werden muss, um mit der gestiegenen Komplexität umgehen zu können.

Die auf Nachhaltigkeit und ökologische Verträglichkeit ausgerichtete Energiepolitik der letzten Jahre führt in zunehmendem Maße einerseits zu deutlichen Veränderungen in der Zusammensetzung der verwendeten Primärenergieträger und andererseits zu einer deutlich veränderten Versorgungsaufgabe des öffentlichen Energieversorgungsnetzes. Im Wesentlichen lassen sich zwei Hauptauswirkungen unterscheiden. Vor dem Hintergrund einer gegenwärtig praktisch nicht beeinflussbaren Last und dem Umstand, dass sich Last und Einspeisung elektrischer Leistung stets im Gleichgewicht befinden müssen, führt die zunehmende Verwendung fluktuierender Energiequellen (wie z.B. durch Windparks und Photovoltaiksysteme) zur Verdrängung konventioneller Kraftwerke bei der Einspeisung in das öffentliche Energieversorgungsnetz. Da das EEG Einspeisungen aus erneuerbaren Energiequellen unter normalen Umständen ein uneingeschränktes Einspeiseprivileg gewährt, erhöht sich die Regelungslast der am Netz verbleibenden konventionellen Kraftwerke, da nur sie im Hinblick auf die Netzstabilität in ihrer Leistung geregelt werden können und den Ausgleich zwischen Last und Einspeisung herstellen müssen. Dies ist einer der Gründe für den Versuch, zumindest einen Teil der elektrischen Last (Geräte und Anlagen der versorgten Kunden) zu flexibilisieren und zur Unterstützung der Einhaltung des Leistungsgleichgewichtes zwischen Last und Einspeisung zu beeinflussen (sog. Demand Side Management DSM oder Demand Response DR; hierunter versteht man das Verschieben der Leistungsaufnahme ausgewählter Endgeräte mit zeitflexiblen Betriebszyklen zum Ausgleich von Versorgungsungleichgewichten). Die zweite wesentliche Auswirkung ist die veränderte Nutzung der vorhandenen Netzinfrastruktur; vor allem der Verteilnetze. Öffentliche Energieversorgungsnetze sind hierarchisch aufgebaut und bestehen aus Teilnetzen unterschiedlicher Spannungsebenen (Abb.1). Die höchste Ebene ist das sog. Transportnetz, das den großräumigen Leistungsausgleich und Energietransport leistet. Zur Verringerung der Übertragungsverluste wird hier die Spannung des jeweiligen Gesamtnetzes verwendet. Ausgehend von den Anschlusspunkten des Transportnetzes leisten die Verteilnetze über verschiedene Spannungsebenen die Verteilung der elektrischen Leistung bis zu den versorgten Endkunden. Die Leistung fließt somit in Verteilnetzen von den oberen in die unteren Spannungsebenen. Die zunehmende Nutzung dezentraler Energieumwandlungsanlagen sowie eine absehbare Beeinflussung des Verhaltens eines Teils der jeweils versorgten Lasten führt heutzutage jedoch zu einer Veränderung des Nutzungsprofils der bestehenden Verteilnetze, die bei der Auslegung noch nicht berücksichtigt werden konnte. Zum einen kann es durch dezentrale Einspeisungen zu Rückspeisungen aus den unteren in die oberen Spannungsebenen komme, zum anderen kann eine Erhöhung der Gleichzeitigkeit durch DSM oder DRM zu Überlastungen in den oberen Spannungsebenen führen. Zur Vermeidung von Überlastungen ergibt sich bei konventioneller Auslegung und Betriebsführung hieraus ein hoher Erweiterungs- und Verstärkungsbedarf in den Verteilnetzen. Eine Alternative stellt ein dezentrales autonomes Energiemanagement dar, das über die reine Einspeisungs- und Verbrauchskoordination auch die Belastbarkeitsgrenzen der Netzinfrastruktur in geeigneter Weise berücksichtigt.

Koordinationsproblem und die Auswirkungen auf das öffentliche Netz

Mit zunehmender Anzahl steuerbarer Anlagen, die zur Erhaltung des Leistungsgleichgewichts herangezogen werden und gleichzeitiger Erhöhung der Systemdynamik durch die Integration – nur unzureichend planbarer und mitunter stark schwankender (stochastischer) – regenerativer Energieerzeugungsanlagen erhöht sich die Komplexität des zu Grunde liegenden und bislang zentral organisierten Regelungsproblems drastisch. Aus diesem Grund verfolgen viele moderne Ansätze in sog. Smart Grids dezentrale bottom-up (von unten nach oben organisierte) Koordinierungsansätze, um das komplexe Ausgleichsproblem in kleinere und damit beherrschbarere Teilprobleme zu zerlegen und diese weitestgehend parallel zu lösen. Softwareagenten mit je nach Systemausprägung unterschiedlichem Autonomiegrad – stellvertretend für die Verbraucher und Erzeuger innerhalb eines reduzierten Teilnetzes – stimmen sich kontinuierlich über ihren Verbrauch und ihre Erzeugung ab. Dieser Ab- und Ausgleich findet dabei zunächst lokal/regional also problemnah unter Verwendung lokaler Ressourcen statt und danach falls nötig schrittweise höher in immer größeren Gebieten, bis ein entsprechender Ausgleich gefunden ist und eine stabile Gesamtkonfiguration entsteht. Abb.2 stellt dieses Organisationsprinzip schematisch dar.

Notwendigkeit zur Berücksichtigung der Netzbelastung und vorhandenen Belastbarkeitsreserven

In bisherigen elektrischen Energieversorgungsmodellen wird eine Vielzahl möglicher Störfälle in messtechnisch nicht erfassten Verteilnetzen, die sich aus einem ungünstigen Zusammenspiel von Aktionen der Netznutzer ergeben können, durch eine erhöhte Auslegung der Netzkapazität vermieden. Die derzeit existierenden elektrischen Netze stoßen bei vermehrter dezentraler Einspeisung auf den unteren Spannungsebenen an ihre Belastbarkeitsgrenzen, da gerade Anwendungsszenarien wie Demand Side Management oder Demand Response mzu einer massiven Erhöhung der Gleichzeitigkeit von Lasten führt und so den Abstand zu Betriebsgrenzen verringert, die bei der Netzplanung zu Grunde gelegt wurden.
Ein populäres Beispiel hierfür ist die Integration von Elektrofahrzeugen, da es sich bei der Ladung von Fahrzeugbatterien um eine Anwendung mit hoher Leistungsaufnahme und hoher zu erwartender Gleichzeitigkeit (z.B. abends nach Arbeitsschluss) handelt. Dezentrale Einspeisung und die Koordination in Smart Grids machen es daher erforderlich, Betriebszustände von Teilnetzen online zu bewerten und das Überschreiten zulässiger Grenzwerte zu vermeiden (Überschreiten von max. Leitungsströmen, Verletzung zulässiger Spannungsbänder). Da die Verteilnetze der Nieder- und Mittelspannungsebene i.d.R. Nicht messtechnisch erfasst werden, bleiben derartige, potenziell kritische Versorgungssituationen bislang unentdeckt und können so zu Versorgungsunterbrechungen oder sogar Fehlverhalten und Schäden am Netz sowie den versorgten Lasten führen. Neben der enorm kostenintensiven Verstärkung der Verteilnetze nach heutigen Planungsgrundsätzen zeichnet sich als Alternative eine dezentrales autonomes Energiemanagements ab. Die hierzu benötigte Messinfrastruktur ist derzeit noch nicht in ausreichendem Umfang vorhanden. Allerdings bieten sich viele neue Einrichtungen (wie z.B. SmartMeter) hier als (Zwischen-) Lösung an.

olav.krause@tu-dortmund.de
sebastian.lehnhoff@uni-oldenburg.de