Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

IMG_4857Rund 90 Prozent der erneuerbaren Erzeugung wird auf der unteren Spannungsebene in das Stromnetz eingespeist. Die fluktuierende Erzeugung kommt damit direkt auf einer Netzebene an, die bisher durch vorgelagerte Netzebenen versorgt wurde. Stabilisierungsmaßnahmen wie sie im Übertragungsnetz durch angeschlossene Großkraftwerken üblich sind, werden künftig auch im Verteilnetz benötigt. In meinem Beitrag für die Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft Ausgabe 2/2020 geht es um praktische Fragen des Netzbetriebs beim Austausch von Daten und die Zusammenarbeit von Netzbetreibern unterschiedlicher Spannungsebenen. 

Aus Sicht der Betreiber der Stromnetze bedeutet Energiewende, dass 500 Großkraftwerke in der Höchstspannungsebene durch 5 Millionen Kleinstanlagen auf den unteren Netzebenen ersetzt werden. Dadurch verändert sich die Einspeisehierarchie zwischen den Spannungsebenen. Frühere Aufgaben der Übertragungsnetzbetreiber werden auf die Verteilnetzbetreiber übertragen.

Zur Koordination über die Spannungsgrenzen hinweg, haben die Netzbetreiber TransnetBW und Netze BW mit Partnern die Initiative Datenaustausch/Redispatch (DA/RE) entwickelt. „Bis 2050 müssen wir dreimal mehr erneuerbare Energien in das Netz integrieren als heute. Bisher ist diese Erzeugung schlecht regelbar. Insbesondere die wetterbedingt starken Volatilitäten führen zu Überlastungssituationen. Daher brauchen wir mehr Transparenz und Aktorik in der Niederspannung“, berichtet Martin Konermann, Geschäftsführer, Netze BW.

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Hochtemperatur-Stahlspeicher in Berliner Wohnquartier

IMG_20191210_121235.jpeg In einem Berliner Wohnquartier wird ein neuartiger Wärmespeicher erprobt. Die Installation des Hochtemperaturspeichers mit einem Stahlkern ist ein gemeinsames Projekt des Speicher-Start-ups Lumenion, der Wohnungsbau-Aktiengesellschaft Berlin (Gewobag) und des Energieversorgers Vattenfall. Im Interview erläutert Christian Feuerherd, Geschäftsführer Vattenfall Energy Solutions, das zusätzliche Element einer Power-to-Heat-Anlage in der Quartiersversorgung. Der Beitrag ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft, Ausgabe 2/2020 erschienen.

In der Wohnanlage Bottroper Weg in Berlin-Tegel hat Vattenfall als Strom- und Wärmelieferant ein Energiewendeprojekt realisiert und dazu 2014 eine Quartierlösung für die Versorgung mit Wärme und Strom installiert, die aus zwei gasbetriebenen Kesseln und einem großen Blockheizkraftwerk (BHKW) besteht. Dadurch wurde  eine alte Ölheizung ersetzt. Das BHKW hat eine elektrische Leistung von 800 kW und beliefert rund 1700 Wohneinheiten mit Heizungswärme und Warmwasser. Der erzeugte Strom wird den Mietern als Quartier-Strom angeboten. Bei vielen Mietern bestehe großes Interesse, den Strom aus dem eigenen BHKW zu beziehen, berichtet Feuerherd.

Die bestehende Lösung wurde nun durch einen Hochtemperatur-Speicher ergänzt. Die grundlegende Motivation sei es gewesen, Wege zu finden, um die erneuerbaren Energien in das System zu integrieren. Derzeit sei es so, dass bei guten Sonnen- und Windverhältnissen die Stromnetze die erzeugten Mengen gar nicht aufnehmen können, so Feuerherd. Der Hochtemperaturspeicher sei so konzipiert, dass er große Leistung schnell aufnehmen könne und passe damit Wind- und Sonnenspitzen, die punktuell und stark auftreten.

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Gebäude-Energiemanagement als zentraler Akteur im Smart Grid

Siemens-Kempten-31Wie wird das Smart Grid eigentlich smart? Für den Ausgleich von flexiblen Stromangebot und flexibler Stromnachfrage gibt es unterschiedliche Ideen: Zunächst war es die Waschmaschine, die sich nach der Stromproduktion aus Sonne und Wind richten sollte. Inzwischen wird das Flexibilitätspotenzial der Stromnachfrage bei der Steuerung bei Elektroautos, Wärmepumpen und Stromspeichern gesehen. Ausprobiert haben das die Unternehmen Siemens und Allgäuer Überlandwerk. Im Modellprojekt pebbles arbeiten sie gemeinsam daran, ein Smart Grid in der Realität aufzubauen und einen Lokalen Marktplatz zu erproben. Über die Erfahrungen aus Wilpoldsried berichten Michael Lucke, Allgäuer Überlandwerk und Stefan Nießen, Siemens im Gespräch mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft. 

Der Name pebbels steht für „Peer-to-Peer Energiehandel auf der Basis von Blockchain“. Ziel ist die Implementierung eines lokalen Marktplatzes, bei dem Erzeuger, Verbraucher und  Prosumer ihren Strom verkaufen und die Flexibilität ihrer Geräte vermarkten können. Das sei in Deutschland bisher noch nicht in der Praxis getestet worden, auch wenn die Idee dazu schon fast „Common sense“ sei, betont Nießen.

Die Stromanbieter sind Betreiber von kleineren Photovoltaikanlagen, die Konsumenten sind normale Verbraucher und auch intelligente Verbraucher mit Gebäudemanagementsystem, das den Strombedarf ihrer Wärmepumpe, des elektrischen Autos und die Stromspeicherung automatisch regelt. Auf dem Markt handeln diese Teilnehmer primär untereinander, können aber am Handel auf übergeordneten Märkten teilnehmen. Wichtigstes Ziel war zu zeigen, dass dies technisch einwandfrei funktioniert.

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Echtzeit-Energiewirtschaft im Sekundentakt

In der Industrie werden Prozesse zunehmend digitalisiert und in Echtzeit abgewickelt. Auch für die Energiewirtschaft ist das ein zukunftsweisendes Konzept: Um fluktuierende Erzeugung aus Photovoltaik und Windanlagen mit einer flexiblen Nachfrage jederzeit im Gleichgewicht zu halten, sind komplexe Abstimmungsprozesse nötig. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Björn Spiegel, Leiter Strategie & Politik, ARGE Netz, weshalb die bisherige Taktung der Branche in 15 Minuten-Intervallen zunehmend hinterfragt wird. 

In der Energiewirtschaft verschwimmt die klassische Aufteilung zwischen Kunden und Anbietern zunehmend, berichtet Spiegel. Energieversorger stehen nicht mehr nur mit den Verbrauchern in einer Lieferbeziehung, sondern arbeiten in einem Netzwerk mit IT-Dienstleistern, Infrastrukturbetreibern und Unternehmen zusammen. Die Digitalisierung verbindet erneuerbare Energien, Speicher, flexible konventionelle Kraftwerke, Energienetze, Industrie, Gewerbe, Haushalte und die Verkehrsinfrastruktur.

Zum Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung muss die Nachfrage flexibler werden. Anstelle des bisherigen Lastfolgebetrieb soll in Zukunft ein Erzeugungsfolgebetrieb für Industrie, Gewerbe und Haushalte treten. Das bedeutet, die Verbraucher sollen sich zunehmend – natürlich nicht 1:1 – nach der Volatilität der Stromproduktion richten. 

ARGE Netz hat bereits Erfahrungen mit dem Echtzeit-Konzept gemacht. Das Unternehmen hat vor sechs Jahren ein erneuerbares Kraftwerk so aufgebaut, dass Windparks, Photovoltaik- und Biogasanlagen für die Datenerfassung und Regelungszwecke zusammengebunden wurden. Dadurch lassen sich große erneuerbare Strommengen in einem virtuellen Kraftwerk in Echtzeit miteinander verknüpfen. Echtzeit bedeutet, dass die Anlage vollautomatisch und in Intervallen von weniger als einer Sekunde gesteuert wird. Zwischen 15 Minuten und einer Sekunde liegen Welten, so Spiegel.

Die Herausforderung liegt insbesondere darin, die Datenprozesse von Industrie und Energiewirtschaft zu verbinden und gemeinsame Schnittstellen und Standards schaffen. Flexibilität bedeutet dabei nicht, dass ein Industriebetrieb seine Produktion im Sekundentakt hoch- oder runterfährt. Die Flexibilisierung bezieht sich vorwiegend auf Wärmeprozesse. 

Im einem Modellprojekt des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie wird das Konzept bereits erprobt. In New 4.0 geht es darum, erneuerbare Erzeugung in Schleswig-Holstein mit den Lasten in Hamburg zu verknüpfen. Hamburg hat etwa vier Prozent erneuerbare Energien im System, während Schleswig-Holstein weit über 100 Prozent erneuerbare Energien erzeugt. Das Projekt New 4.0 arbeitet bereits auf Echtzeitbasis, berichtet Spiegel. Das virtuelle Kraftwerk wird dort mit Sektorkopplungsanlagen und Speicherlösungen verbunden. 

Als zusätzliches Modellprojekt haben ARGE Netz und Schleswig-Holstein Netz die Plattform ENKO aufgesetzt, über die Industriebetriebe, Power-to-X, Power-to-Heat-Anlagen in die Bewirtschaftung von Netzengpässen mit eingebunden werden und so zu einer Reduzierung von Abschaltungen regenerativer Erzeugungsanlagen beitragen können. 

Das vollständige Interview ist in EW 12/2018 erschienen.

Bildquelle: ARGE Netz

http://www.arge-netz.de

Lokale Strommärkte – ein Missing Link ?

Dr. Stefan NießenTechnisch ist ein Stromsystem, in dem sich die Verbraucher an die Erzeugungssituation anpassen, inzwischen gut vorstellbar. Die Frage nach der Motivation der Teilnehmer ist hingegen noch offen. Warum sollte jemand auf Strom zeitweise verzichten, wenn er dafür keine Gegenleistung erhält? Tatsächlich gibt es in diesem Bereich für kleine Mengen noch keinen Markt mit Preisbildung. Das Unternehmen Siemens hat nun dieses Thema zum Bestandteil eines Forschungsprojektes gemacht. Nach ersten Einschätzung können lokale Strommärkte einige Vorteile bringen.

In der Online-Ausgabe http://www.ew-magazin.de ist dazu bereits eine Vorschau auf ein längeres Interview mit Dr. Stefan Nießen, Siemens, erschienen: https://www.ew-magazin.de/siemens-untersucht-vorteile-lokaler-strommaerkte/

Bildquelle: Siemens

 

 

Interview mit Klaus Schäfer: Elektrolyseprozesse als Senken für Stromüberschüsse

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Schon heute stellt sich an manchen Tagen die Frage, wie überschüssiger Sonnen- und Windstrom sinnvoll verwendet werden kann. Künftig wird sich dieses Problem verstärken. Die Industrie stellt sich auf die Situation ein und verändert Produktionsprozesse. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Dr. Klaus Schäfer, Technischer Vorstand der Covestro AG in Leverkusen, wie eine Sektorkopplung aus Sicht der Industrie aussehen kann. 

Als Beispiel für eine stärkere Flexibilisierung des Produktionsbetriebs nennt Schäfer die Kochsalz-Elektrolyse zur Chlorherstellung. Chlor ist ein Energieträger für chemische Prozesse. Um Chlor herzustellen, werden zwei Elektroden an einen Behälter mit Salzwasser angeschlossen. In der Mitte befindet sich eine Membran. Strom sorgt nun dafür, dass sich das Salzwasser in Chlor, Wasserstoff und Natronlauge aufspaltet. Kurzzeitig lässt sich der Prozess flexibel zurückfahren oder intensivieren. Bereits heute ist Covestro über den Energiedienstleister Currenta am Regelenergiemarkt tätig und bietet Minutenreserve. Während dieser Zeit wird auf Chlor aus der Lagerhaltung zurückgegriffen. Das Anlegen eines großen Chlorvorrat sei allerdings aus Sicherheitsgründen keine Option, betont Schäfer.

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