Entwicklung eines micro-grid-basierten Ansatzes für das Smart Grid der Zukunft


Diplomarbeit, 2011
117 Seiten, Note: 1,0

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Glossar

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1. Einleitung
1.1. Problemstellung und Zielsetzung
1.2. Aufbau der Arbeit

2. Rahmenbedingungen für die Entwicklung
2.1. Diskussion von Lösungsansätzen
2.2. Herausforderungen des aktuellen Energieversorgungsnetzes
2.2.1. Spannungsebenen des deutschen Stromversorgungsnetzes
2.2.2. Regelzonen des deutschen Übertragungsnetzes
2.2.3. Verlauf der Tagesbelastung
2.3. Problematik der Systemdienstleistungen
2.3.1. Übersicht und Problemstellung
2.3.2. Frequenzhaltung
2.3.3. Spannungshaltung
2.3.4. Versorgungswiederaufbau
2.3.5. Betriebsführung
2.4. Begriffsverständnis und Definitionen
2.4.1. Erneuerbare und dezentrale Energie
2.4.2. Smart Grid
2.4.3. Micro Grid
2.4.4. Virtuelles Kraftwerk
2.4.5. Regelenergie oder Reserveleistung

3. Entwicklung eines dezentralen Lösungsansatzes
3.1. Ziel des dezentralen Energieversorgungssystems
3.2. Energiemix der Zukunft auf Basis 100 % erneuerbarer Energien
3.2.1. Potenzial der Energieerzeugung
3.2.2. Energiebedarf
3.2.3. Zusammensetzung der Energieerzeugung
3.3. Ebenen des zukünftigen Versorgungssystems
3.4. Aufbau der dezentralen Versorgungszellen
3.4.1. Territoriale Größe der Zellen
3.4.2. Verbraucherstruktur
3.4.3. Erzeugerstruktur
3.4.4. Zusammenfassung
3.5. Energieausgleich im Smart Grid über benachbarte Micro-Grid-Zellen
3.6. Anforderungen für den Aufbau des Steuerungssystems

4. Untersuchung der Last- und Einspeisesituation im Micro Grid
4.1. Analyse der Lastsituation
4.1.1. Lastenstruktur
4.1.1.1. Vorüberlegungen zur Struktur
4.1.1.2. Private Haushalte
4.1.1.3. Gewerbe, Handel und Dienstleistungen (GHD)
4.1.1.4. Industrie
4.1.1.5. Verkehr
4.1.1.6. Zusammenfassung
4.1.2. Lastprofil
4.1.3. Anforderungen an das Steuerungssystem aus Verbrauchersicht
4.2. Analyse der Einspeisesituation
4.2.1. Einspeisestruktur
4.2.1.1. Vorüberlegungen zur Struktur
4.2.1.2. Nicht-steuerbare erneuerbare Energien
4.2.1.3. Steuerbare erneuerbare Energien
4.2.1.4. Zusammenfassung
4.2.2. Einspeiseprofil
4.2.3. Anforderungen an das Steuerungssystem aus Erzeugungssicht
4.3. Vergleich von Last- und Einspeiseprofil

5. Konzeptionierung und Modellierung des Steuerungsprozesses
5.1. Identifizierung des Steuerungspotenzials
5.2. Aufbau des Steuerungskonzeptes
5.3. Steuerungsmöglichkeiten im Micro Grid
5.3.1. Steuerung durch Verbrauchsanpassung
5.3.2. Steuerung durch regelbare Erzeugung
5.3.3. Steuerung durch Energiespeicherung
5.3.4. Steuerung mithilfe des Netzverbundes
5.4. Entwicklung des Steuerungsprozesses für das Micro Grid
5.4.1. Organisationsstruktur
5.4.2. Funktionsdarstellung
5.4.3. Datendarstellung
5.4.4. Prozessmodellierung

6. Fazit

Anhang A Anteiliger Strombedarf nach Sektoren
Anhang B Energiemix - Auszug aus SRU-Gutachten (Szenario 1.b)
Anhang C Energiemix - Überführung der Ergebnisse des SRU
Anhang D Lastgangwerte der privaten Haushalte im Micro Grid
Anhang E Lastgangwerte des GHD-Sektors im Micro Grid
Anhang F Lastgangwerte des Verkehrssektors im Micro Grid
Anhang G Kumulierte Lastgangwerte im Micro Grid
Anhang H Einspeisewerte der Photovoltaik im Micro Grid
Anhang I Einspeisewerte der Windenergie im Micro Grid
Anhang J Kumulierte Einspeisewerte im Micro Grid

Literaturverzeichnis

Glossar

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten1 2 3 4

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Struktur des elektrischen Versorgungsnetzes

Abbildung 2: Übertragungsnetzbetreiber und ihre Regelzonen in Deutschland

Abbildung 3: Tagesbelastung mit Grund-, Mittel- und Spitzenlast

Abbildung 4: Kommunikationswege im Smart Grid

Abbildung 5: Positive und negative Regelenergie

Abbildung 6: Stufenweiser Aufbau der Regelenergie bzw. Reserveleistung

Abbildung 7: Ebenen des Energieversorgungssystems

Abbildung 8: Energieausgleich im dezentralen Versorgungssystem

Abbildung 9: Jahreslastgang der privaten Haushalte

Abbildung 10: Tageslastgänge (Sommer und Winter) der privaten Haushalte

Abbildung 11: Jahreslastgang des GHD-Sektors

Abbildung 12: Tageslastgänge (Sommer und Winter) des GHD-Sektors

Abbildung 13: Jahreslastgang des Verkehrssektors

Abbildung 14: Tageslastgänge (Sommer und Winter) des Verkehrssektors

Abbildung 15: Kumulierter Jahreslastgang

Abbildung 16: Kumulierte Tageslastgänge (Sommer und Winter)

Abbildung 17: Lastprofil des Micro Grids

Abbildung 18: Jahreseinspeisekurve der Photovoltaik

Abbildung 19: Tageseinspeisekurven (Sommer und Winter) der Photovoltaik

Abbildung 20: Jahreseinspeisekurve der Windenergie

Abbildung 21: Tageseinspeisekurven (Sommer und Winter) der Windenergie

Abbildung 22: Tageseinspeisekurve (Sommer und Winter) der Geothermie

Abbildung 23: Tageseinspeisekurve (Sommer und Winter) der Biomasse

Abbildung 24: Kumulierte Jahreseinspeisekurve

Abbildung 25: Kumulierte Tageseinspeisekurven (Sommer und Winter)

Abbildung 26: Einspeiseprofil des Micro Grids - Sommertag

Abbildung 27: Einspeiseprofil des Micro Grids - Wintertag

Abbildung 28: Profilvergleich - Sommertag

Abbildung 29: Profilvergleich - Wintertag

Abbildung 30: Steuerungspotenzial im Micro Grid

Abbildung 31: Prozesslandkarte

Abbildung 32: Optimierungsmöglichkeiten des Lastmanagements

Abbildung 33: Organisationsstruktur

Abbildung 34: Steuerungsfunktionen im Micro Grid

Abbildung 35: Daten zur Steuerung des Micro Grids

Abbildung 36: BPMN - Ausgleich des Leistungsüberschusses

Abbildung 37: BPMN - Ausgleich des Leistungsdefizites

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Potenziale erneuerbarer Energien in Deutschland im Jahr 2050

Tabelle 2: Energiemix der Zukunft

Tabelle 3: Übersicht zu den Merkmalen des Smart Grids und des Micro Grids

Tabelle 4: Prozentuale Anteile der Sektoren am gesamten Strombedarf der Zukunft

Tabelle 5: SRU - Überblick über den Energiemix (Szenario 1.b)

Tabelle 6: Energiemix der Zukunft - Überführung der Ergebnisse des SRU

Tabelle 7: Lastgangwerte der privaten Haushalte im Micro Grid

Tabelle 8: Lastgangwerte des GHD-Sektors im Micro Grid

Tabelle 9: Lastgangwerte des Verkehrssektors im Micro Grid

Tabelle 10: Kumulierte Lastgangwerte im Micro Grid

Tabelle 11: Einspeisewerte der Photovoltaik im Micro Grid

Tabelle 12: Einspeisewerte der Windenergie im Micro Grid

Tabelle 13: Kumulierte Einspeisewerte im Micro Grid

1. Einleitung

1.1. Problemstellung und Zielsetzung

Unser heutiges Energieversorgungssystem basiert auf wenigen, zentral organisierten Großkraftwerken, die den Hauptteil der gesamten Stromerzeugung Deutschlands über- nehmen. Lastflüsse im Zuge der Energieverteilung erfolgen in diesem System unidirek- tional, in eine Richtung, direkt vom zentralen Erzeuger hin zum Verbraucher.6

Die steigende Energienachfrage, die Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen, die Klima- schutzziele zur Treibhausgasreduzierung sowie die zunehmende dezentrale als auch fluktuierende Energieeinspeisung zwingen die Bundesrepublik Deutschland zu einem Umbau der Energieversorgungsstruktur.7 Zukünftig werden erneuerbare Energien, wie z. B. die Windkraft, die begrenzten, fossilen Brennstoffe Schritt für Schritt ablösen. Eine Vielzahl kleinerer dezentraler Anlagen wird die Stromerzeugung kennzeichnen.8 Im Versorgungsnetz der Zukunft wird es zu bidirektionalen9 oder sogar zu multidirek- tionalen10 Lastflüssen kommen. Verbraucher (Consumer) werden sich zu Prosumern (Consumer und Producer) entwickeln, die dem Netz nicht mehr nur Energie entziehen, sondern in dieses auch selbst, als dezentrale Erzeuger (Producer), einspeisen.11

Diesen zukünftigen Herausforderungen ist das aktuelle Versorgungssystem nicht mehr gewachsen.12 In der Energiebranche haben sich daher zwei voneinander zu unterschei- dende Lösungsansätze, ein zentral und ein dezentral orientierter Ansatz, für das Ener- gieversorgungssystem der Zukunft herauskristallisiert. Der zentrale Ansatz beruht dabei auf der Fortführung des bewährten, zentral organisierten Energieversorgungssystems und der dezentrale auf der Unterteilung des Versorgungssystems in eine Vielzahl klei- ner, intelligenter Teilnetzbereiche.13

Aufgrund dieser Problematik und dem sich andeutenden Systemwandel hat die Bundes- regierung im September 2010 das zukünftige Energiekonzept Deutschlands verabschie- det und als eine Zielsetzung vorgegeben, bis zum Jahr 2050 eine auf 80 % erneuerbarer Energien basierende Stromversorgung umsetzen zu wollen.14 Davon losgelöst haben sich ebenfalls verschiedene Institutionen und Organisationen, wie z. B. der ForschungsVerbund Erneuerbare Energien (FVEE), der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) oder das Umweltbundesamt (UBA), in Studien mit dem zukünftigen Energiesystem auseinandergesetzt. Übereinstimmend haben sie dabei die These aufgestellt, dass bis zum Jahr 2050 eine auf 100 % erneuerbare Energien basierende Stromversorgung für Deutschland realisierbar ist.15

Zielsetzung dieser Diplomarbeit ist es, einen dezentralen Ansatz auf der Idee von sich selbst mit Elektroenergie versorgenden Micro Grids für das Energieversorgungssystem der Zukunft zu entwickeln. Daraus Anforderungen für die Steuerung des Versorgungs- systems abzuleiten und aufbauend auf den Ergebnissen einen Steuerungsprozess für das zukünftige Energieversorgungssystem zu entwerfen. Dabei wird unterstellt, dass sich die Bundesrepublik Deutschland theoretisch in eine Vielzahl gleich strukturierter, ho- mogener Teilnetzbereiche untergliedern lässt. Ausgehend von der o. g. These ist im Rahmen dieser Arbeit zu belegen, ob der dezentrale Ansatz mit autarken Versorgungs- zellen auf der Basis von 100 % erneuerbaren Energien in Deutschland umsetzbar ist.

1.2. Aufbau der Arbeit

Zur Erreichung der Zielsetzung wird die vorliegende Diplomarbeit in sechs Kapitel un- terteilt. Im Anschluss an die Einleitung werden in Kapitel 2 die Rahmenbedingungen für die Entwicklung des micro-grid-basierten Ansatzes geschaffen und dabei in die Thematik der Energieversorgungssysteme eingeführt. Der Aufbau des aktuellen Versor- gungssystems wird vorgestellt. Anschließend werden die Probleme in Hinblick auf die Systemdienstleistungen besprochen und am Ende dieses Kapitels die grundlegenden Aspekte und Begrifflichkeiten, die für das Verständnis der weiteren Vorgehensweise erforderlich sind, definiert.

Im darauf folgenden dritten Kapitel findet dann die Entwicklung des dezentralen Lö- sungsansatzes auf der Basis von Micro Grids statt. Dazu werden die allgemeinen Ziele eines dezentral ausgerichteten Energieversorgungssystems beschrieben. Anschließend wird aus dem zukünftigen Energieerzeugungspotenzial der Bundesrepublik Deutschland ein auf 100 % erneuerbarer Energien beruhender Energiemix abgeleitet, bevor schließ- lich der Aufbau des zukünftigen Energieversorgungssystems entwickelt und die im Rahmen dieser Arbeit zu untersuchende Micro-Grid-Zelle hergeleitet werden. Darauffolgend wird in diesem Kapitel vorgestellt, wie der zukünftige Energieausgleich zwischen den dezentralen Versorgungszellen erfolgen soll, bevor die Anforderungen für den Aufbau des zukünftigen Steuerungssystems abgeleitet werden.

Das vierte Kapitel dient der Untersuchung der zuvor entwickelten Micro-Grid-Zelle. Dazu wird zuerst die zukünftige Lastsituation dieser dezentralen Versorgungszelle ana- lysiert und anschließend das Erzeuger- bzw. Einspeiseverhalten des Micro Grids be- leuchtet. Auf der Grundlage dieser Ergebnisse wird jeweils am Ende des Analyseteils ein Last- bzw. Einspeiseprofil entwickelt und die sich daraus für das Steuerungssystem ergebenden Anforderungen bestimmt. Anschließend werden die zuvor erarbeiteten Pro- file einander gegenüber gestellt und der Beweis geführt, ob auf Basis einer auf 100 % erneuerbaren Energien beruhenden Stromversorgung der Aufbau von autarken Zell- strukturen realisierbar ist.

Nachdem der entwickelte Versorgungsansatz untersucht und die Anforderungen für den Aufbau des zukünftigen Steuerungssystems ermittelt worden sind, erfolgt im fünften Kapitel die Konzeptionierung und Modellierung des Steuerungsprozesses. Dazu wird zu Beginn aus den Ergebnissen der Profilgegenüberstellung das Steuerungspotenzial im Micro Grid identifiziert. Danach wird der Aufbau des zukünftigen Steuerungssystems veranschaulicht, bevor schließlich die Steuerungsmöglichkeiten für die Realisierung des Energieausgleiches in einem Micro Grid dargestellt werden. Schlusspunkt dieses Kapi- tels bildet die Entwicklung des Steuerungsprozesses, die in Anlehnung an das Konzept der Architektur integrierter Informationssysteme (ARIS) erfolgt. Dabei werden die Or- ganisationsstruktur sowie die Funktionen und Daten des Steuerungsprozesses abgebildet und daraus das Prozessmodell zur Steuerung des Energieausgleiches in einem Micro Grid entwickelt.

Abschließend wird im sechsten Kapitel ein Fazit formuliert, in dem die Erreichung der Zielstellung überprüft, die Ergebnisse der Diplomarbeit zusammengefasst und ein kurzer Ausblick für die weitere Vorgehensweise gegeben werden.

2. Rahmenbedingungen für die Entwicklung

2.1. Diskussion von Lösungsansätzen

Das Energieversorgungssystem der Bundesrepublik Deutschland sieht sich einem Sys- temwandel gegenüber. Den zukünftigen Herausforderungen der Versorgungssicherheit, der Klima- und Umweltverträglichkeit sowie der Wirtschaftlichkeit ist das aktuelle Ver- sorgungssystem mit seiner Ausrichtung auf zentrale Großkraftwerke nicht mehr ge- wachsen.16 Um in Zukunft die Vielzahl der dezentralen Erzeugungsanlagen in die Netz- infrastruktur zu integrieren, bedarf es daher einer Veränderung des Systems. Insbeson- dere der steigende Anteil dezentraler und erneuerbarer Energien sowie die sich daraus ergebenden Anforderungen an das Energieversorgungssystem, zwingen die Energie- wirtschaft zu einem strukturellen Umbruch.17

Vor diesem Hintergrund haben sich in der Energiebranche zwei voneinander zu unter- scheidende Lösungsansätze, ein zentraler und ein dezentraler, für das Energieversor- gungssystem der Zukunft herauskristallisiert.18 Dabei können die Begrifflichkeiten je- doch unterschiedlich verstanden werden. Bendel et al. verwenden den Begriff des zent- ralen Ansatzes in Verbindung mit einer zentralen Steuerungskomponente über die die dezentralen Erzeuger, Verbraucher und Speicher zusammengeschlossen und mithilfe von zuvor berechneten Fahrplänen gesteuert werden. Die ständige Online-Überwachung und der Versand von Fahrplänen führen dabei zu einem hohen Kommunikationsbedarf. Im Gegensatz dazu wird von den Verfechtern dieser Sichtweise unter dem dezentralen Ansatz der komplette Verzicht auf eine zentrale Steuerungskomponente verstanden. Die Entscheidungen sollen dabei über dezentrale Energiemanagementsysteme der einzelnen Netzteilnehmer erfolgen, die anhand von bereitgestellten Informationen wie z. B. Ein- speise- oder Bezugstarife, die Steuerung des Gesamtsystems selbstständig regeln. Durch den Verzicht auf eine zentrale Steuerungseinheit soll die Komplexität des Steuerungs- vorgangs abnehmen, der Kommunikationsbedarf geringer werden und das Versorgungs- system insgesamt an Robustheit gewinnen.19

Abweichend von diesem Begriffsverständnis können der zentrale und der dezentrale Ansatz, in Verbindung mit dem strukturellen Aufbau des Versorgungssystems verstan- den werden. Unter dem zentralen Ansatz wird demnach die Fortführung des bisherigen, zentral organisierten Energieversorgungssystems verstanden, bei dem die zukünftige Steuerung und Koordinierung aller Erzeuger, Verbraucher und Speicher mithilfe einer übergeordneten, bundesweiten Plattform erfolgen soll. Charakteristisches Merkmal die- ses Ansatzes stellt dabei die zentrale Steuerungseinrichtung dar, die das gesamte Ver- sorgungssystem steuert. Demgegenüber wird unter dem Begriff des dezentralen Ansat- zes ein zukünftiges Energieversorgungssystem verstanden, dass aus mehreren kleinen und intelligenten Teilnetzbereichen besteht, die sich selbstständig verwalten. Die Steue- rung und Koordination der dezentralen Netzteilnehmer soll dabei jeweils innerhalb ihres dezentralen Versorgungsgebietes erfolgen, wobei dies auch von einer zentralen Steue- rungskomponente übernommen werden kann.20

Im Rahmen dieser Diplomarbeit wird der Ansatz verfolgt, dass die Steuerung der ein- zelnen Netzteilnehmer möglichst in deren näherer Umgebung stattfinden soll. Ein Ver- zicht auf eine zentrale Steuerungskomponente in einer dezentralen Versorgungszelle ist dabei nicht zwingend. Unter dem dezentralen Ansatz ist daher im Folgenden vorrangig das letztere Begriffsverständnis zu verstehen, dass sich an der dezentralen Struktur der Versorgungszellen ausrichtet.

2.2. Herausforderungen des aktuellen Energieversorgungsnetzes

2.2.1. Spannungsebenen des deutschen Stromversorgungsnetzes

Das Stromversorgungsnetz der Bundesrepublik Deutschland basiert auf vier aufeinander aufbauenden Spannungsebenen, die den Transport der Energie vom Erzeuger hin zum Endverbraucher übernehmen:21

- Höchstspannung (HöS)
- Hochspannung (HS)
- Mittelspannung (MS)
- Niederspannung (NS)

Das HöS-Netz (380 kV) dient dem Ferntransport der elektrischen Energie und wird i. d. R. mit 220.000 - 380.000 Volt betrieben. Die Aufgabe des HS-Netzes (110 kV) wiederum ist es, den überregionalen Stromtransport sicherzustellen. Diese Netzebene wird i. d. R. mit einer Spannung von 35.000 - 110.000 Volt betrieben.22 Zusammen bilden beide Spannungsebenen das Übertragungsnetz (Vgl. Abbildung 1) und dienen den zentralen Großkraftwerken als Einspeisebereich.23

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Struktur des elektrischen Versorgungsnetzes24

Für die regionale Energieverteilung ist schließlich das MS-Netz (10/20 kV) verantwort- lich, in dem i. d. R. eine Spannung von 1.000 - 30.000 Volt anliegt. Die letzte Span- nungsebene bildet das NS-Netz (0,4 kV bzw. 400 V). Dieser Netzbereich ist für die Feinverteilung des elektrischen Stroms zuständig und wird i. d. R. mit einer Spannung von 220 bis 380 Volt betrieben.25 Das NS-Netz stellt somit die Anbindung der Endver- braucher an das Energieversorgungsnetz dar. MS- und NS-Netz werden zusammenfas- send als Verteilungsnetz (Vgl. Abbildung 1) bezeichnet und bilden das Gegenstück zum Übertragungsnetz. Zukünftig wird in diesen Netzebenen der Einspeisebereich der de- zentralen Erzeugungsanlagen liegen.26

Wie in Abbildung 1 angedeutet ist, wird im aktuellen Energieversorgungssystem lediglich die Ebene des Übertragungsnetzes aktiv überwacht und gesteuert. Auf der Verteilungsnetzebene hingegen ist ein aktives Energiemanagement bis heute weitestgehend nicht vorhanden, da i. d. R. nicht einmal eine messtechnische Erfassung der einzelnen Netzzustände stattfindet.27

2.2.2. Regelzonen des deutschen Übertragungsnetzes

Um den Verbrauchern eine sichere Stromversorgung zu garantieren, ist es erforderlich zu jeder Tages- und Nachtzeit für einen Ausgleich zwischen Stromnachfrage und Stromangebot (dem so genannten Dargebot) im Versorgungsnetz zu sorgen. In Deutschland findet dieser Ausgleich zwischen Mehr- und Mindereinspeisung auf der Ebene des Übertragungsnetzes statt.28

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Übertragungsnetzbetreiber und ihre Regelzonen in Deutschland29

Im Zuge der Strommarktliberalisierung ist das deutsche Bundesgebiet zur Sicherstel- lung des Leistungsausgleiches in vier Regelzonen unterteilt worden (Vgl. Abbildung 2). Diese vier Regelzonen werden jeweils von einem der vier großen Übertragungsnetzbe- treiber (ÜNB) bewirtschaftet, die mittels Regelenergie für den Ausgleich zu sorgen ha- ben (Vgl. Kapitel 2.4.5). Jeder dieser vier ÜNB trägt dabei die Verantwortung dafür, dass innerhalb seines Bereiches ein Gleichgewicht zwischen Lasten und Erzeugung herrscht.30

Bis zum Jahr 2010 hat dabei der heutige Übertragungsnetzbereich des niederländischen Betreibers TenneT, unter dem Namen transpower stromübertragungs gmbh, der E.ON- Gruppe angehört. Ebenso wie die Regelzone des belgischen Übertragungsnetzbetreibers Elia System Operator, die zugleich einem Fonds namens Industry Funds Management gehört, unter dem Namen 50Hertz Transmission GmbH zu Vattenfall gezählt hat. Auf- grund verschiedener Vorgaben durch die Europäische Union sind diese beiden Regelzonen jedoch an die Konkurrenten veräußert worden.31

2.2.3. Verlauf der Tagesbelastung

Der Bedarf eines Versorgungsgebietes an elektrischer Energie ist nicht konstant. Be- trachtet man die kompletten 24 Stunden eines Tages, unterliegt die Belastungskurve großen Schwankungen (Vgl. Abbildung 3). Dabei ist die Last insbesondere von der Ta- geszeit, aber auch von der Art des Wochentages (z. B. Werk- oder Sonntag) sowie von der Jahreszeit abhängig. Beispielweise herrscht in der Nacht eine vergleichsweise schwache Belastung, hingegen besteht in der Mittagszeit oder in den Abendstunden eine vergleichsweise hohe Belastung bzw. eine hohe Nachfrage nach Strom. Ebenso ist an einem Wintertag die Last zumeist höher als an einem vergleichbaren Sommertag.32

Dem schwankenden Strombedarf wird mit Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerken begegnet. Dabei unterscheiden sich die einzelnen Kraftwerke einerseits in der Zeit, die sie zum Hoch- bzw. Herunterfahren ihrer Leistungsabgabe benötigen, und andererseits in Bezug auf die Herstellkosten je kWh Elektroenergie. Aus diesem Grund wird zu jeder Tages- und Nachtzeit versucht, eine aus technischer und wirtschaftlicher Sicht optimale Erzeugerkombination zu realisieren.33 Abbildung 3 zeigt exemplarisch den Verlauf der Tagesbelastung und veranschaulicht die Unterteilung in Grund-, Mittel- und Spitzenlast.

Als Grundlast bezeichnet man den Anteil des Energiebedarfes, der über den gesamten Tag verteilt durchgehend benötigt wird. Grundlastkraftwerke erweisen sich als relativ träge und benötigen meist mehrere Stunden zur Aktivierung ihrer vollen Leistungsfä- higkeit.34 Die Kosten für die Produktion des elektrischen Stromes sind jedoch ver- gleichsweise gering, sodass aus wirtschaftlicher Sicht möglichst viel Energie mithilfe der Grundlastkraftwerke erzeugt werden soll. Laufwasser-, Braunkohle- oder Kern- kraftwerke sind beispielhafte Vertreter im Bereich der Grundlastproduktion.35

Im Vergleich zu den Grundlastkraftwerken als flexibler aber auch ineffizienter und kos- tenintensiver erweisen sich Mittel- und Spitzenlastkraftwerke.36 Diese Kraftwerke wer- den nicht den ganzen Tag betrieben, sondern bei Bedarf zur Deckung der zusätzlichen Last hochgefahren und im Anschluss auch wieder in ihrer Leistungsfähigkeit gedrosselt bzw. heruntergefahren. Die Mittellastkraftwerke sind dabei vergleichsweise lange in Betrieb. Sie werden nur zu den Schwachlastzeiten abgeschaltet. Da diese Kraftwerke sich den Lastveränderungen anpassen müssen, ist es erforderlich, dass sich deren Leistungsabgabe gut regeln lässt. Zum Einsatz kommen in diesem Bereich vorwiegende Steinkohle-, Erdgas- und Heizölkraftwerke.37

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Tagesbelastung mit Grund-, Mittel- und Spitzenlast38

Demgegenüber werden Spitzenlastkraftwerke nur zur Deckung von Lastspitzen im Ver- lauf der Tagesbelastung eingesetzt. Diese Kraftwerkstypen sind zeitlich sehr flexibel einsetzbar und werden i. d. R. mit Gasturbinen betrieben. Sie können innerhalb kürzes- ter Zeit hoch- und wieder heruntergefahren werden.39 Während bei Kohlekraftwerken bis zur vollen Leistungsfähigkeit mehrere Stunden erforderlich sind, können Spitzen- lastkraftwerke ihre volle Leistungsfähigkeit z. T. in weniger als zwei Minuten dem Netz zur Verfügung stellen. Die Forderungen nach einer sehr schnellen Leistungsbereitstel- lung und einer guten Regelbarkeit erfüllen insbesondere Speicher-, Pumpspeicher- und Gasturbinenkraftwerke, die als Beispiele der Spitzenlastkraftwerke gelten.40

Insgesamt ergeben sich für die Betriebszeiten der einzelnen Kraftwerkstypen folgende Werte: Grundlastkraftwerke werden mehr als 5.000 Stunden im Jahr betrieben, Spitzen- lastkraftwerke weniger als 2.000 Stunden und Mittellastkraftwerke erreichen einen Wert zwischen diesen beiden Grenzen.41

2.3. Problematik der Systemdienstleistungen

2.3.1. Übersicht und Problemstellung

Die wesentliche Aufgabe der Energienetzbetreiber besteht nach dem Energiewirt- schaftsgesetz (EnWG) darin, eine sichere, preisgünstige sowie umweltfreundliche Elek- trizitätsversorgung zu gewährleisten. Daraus ergibt sich in erster Linie als Pflicht für die Netzbetreiber, die Übertragung und Verteilung der Elektrizität sicherzustellen.42 Um eine gleichbleibend hohe Qualität der Stromversorgung abzusichern, sind von den Netzbetreibern zusätzlich so genannte Systemdienstleistungen zu erbringen. Mit dem Begriff „Systemdienstleistungen“ werden dabei unverzichtbare Dienstleistungen zu- sammengefasst, die zur Aufrechterhaltung der Funktionstüchtigkeit des Energieversor- gungssystems erforderlich sind.43

Nachfolgend sind die zusätzlich zur Übertragung und Verteilung der Energie von den Netzbetreibern zu erbringenden Systemdienstleistungen aufgeführt:44

- Frequenzhaltung
- Spannungshaltung
- Versorgungswiederaufbau
- Betriebsführung

Bisher werden diese Systemdienstleistungen überwiegend von konventionellen Kraft- werken erbracht. Erneuerbare und dezentrale Erzeugungsanlagen leisten bislang keinen wesentlichen Beitrag. Mit der zunehmenden Ablösung konventioneller Kraftwerke durch erneuerbare und dezentrale Energieerzeuger müssen zwangsläufig die System- dienstleistungen in Zukunft auch von erneuerbaren und dezentralen Einspeisern über- nommen werden. Anderenfalls wird die Qualität bzw. Zuverlässigkeit der Elektrizitäts- versorgung erheblich abnehmen.45

2.3.2. Frequenzhaltung

Das europäische Verbundnetz wird mit einer Netzfrequenz von 50 Hertz (Hz) betrieben. Ständig wechselnde Verbraucherlasten, Störungen des Netzbetriebs oder sogar der Aus- fall einzelner Kraftwerke führen dazu, dass die Frequenz des Stromnetzes vom Sollwert abweicht.46 Die Frequenzhaltung bezeichnet Maßnahmen der Netzbetreiber, die dazu dienen ein Gleichgewicht zwischen erzeugter und verbrauchter Leistung sicherzustellen und dadurch einen stabilen Netzbetrieb zu garantieren.47

Befindet sich die Frequenz des Netzes in einem Bereich zwischen 49,8 Hz und 50,2 Hz, wird dies als normaler Betriebsbereich verstanden. Fällt die Netzfrequenz unter 49,8 Hz oder steigt über 50,2 Hz an, besteht Handlungsbedarf seitens der Netzbetreiber.48 Um einen Ausgleich zu realisieren und die Frequenz wieder in den normalen Betriebsbereich zu versetzen, bedienen sich die Netzbetreiber der so genannten Regelenergie bzw. Reserveleistung (Vgl. Kapitel 2.4.5) und verhindern dadurch größere Frequenzabweichungen, die zu einem Zusammenbruch des Netzes führen können.

2.3.3. Spannungshaltung

Für einen ordnungsgemäßen Netzbetrieb ist neben der Frequenzhaltung auch die Einhal- tung der Höhe der Netzspannung innerhalb eines Netzgebietes ein entscheidender As- pekt für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit.49 Die Spannungshaltung be- zeichnet dabei den Vorgang zum Erhalt eines bedarfsgerechten Spannungsprofils inner- halb eines bestimmten Netzgebietes und wird im Wesentlichen durch die gezielte Ein- speisung von Blindleistung realisiert. Um einen Ausgleich der Blindleistungsbilanz zu erhalten, wird durch die Netzbetreiber je nach Bedarf des Netzes und der Netzan- schlusskunden zusätzliche Blindleistung in das Netz eingespeist.50 Als Toleranzbereich für die Abweichung der Spannung vom Nennwert im Niederspannungsnetz ergibt sich dabei ein Wert von plus bzw. minus zehn Prozent.51

Aufgrund dessen, dass im Verteilungsnetz in Stromflussrichtung die Spannung abfällt, wird am Transformator zwischen Mittel- und Niederspannungsnetz eine Netzspannung eingestellt, die oberhalb des geforderten Sollwertes liegt. Dadurch wird erreicht, dass beim Endverbraucher eine Spannung von ca. 98 % des Sollwertes bereitsteht. Erfolgt auf der Niederspannungsebene eine zusätzlich Einspeisung durch dezentrale Anlagen, steigt die Spannung weiter, was zu einer Verletzung der Obergrenze führen kann.52

2.3.4. Versorgungswiederaufbau

Der Versorgungswiederaufbau nach so genannten Blackouts (komplette Stromausfälle) wird auch unter dem Begriff der Schwarzstartfähigkeit subsumiert.53 Mit dieser Sys- temdienstleistung werden technische und organisatorische Maßnahmen der ÜNB be- zeichnet, die zur Begrenzung von Störungen dienen. Ferner werden damit Maßnahmen zusammengefasst, die nach dem Eintritt einer Großstörung zur Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Energieversorgung durchzuführen sind.54 Die Netzbetreiber sind daher im Vorfeld dazu verpflichtet, in Zusammenarbeit mit anderen Netz- oder Kraft- werksbetreibern geeignete Maßnahmen und Konzepte zu entwickeln, die im Falle einer Versorgungsunterbrechung zur Lösung der Problemsituation beitragen.55

2.3.5. Betriebsführung

Die Betriebsführung, als weitere Systemdienstleistung, beinhaltet die Koordination und Abrechnung aller durch die ÜNB zu deren Aufgabenerfüllung durchzuführenden Maß- nahmen.56 Dazu zählen der am Bedarf ausgerichtete Kraftwerkseinsatz zur Sicherstel- lung der Frequenzhaltung, die Aufgaben der Netzführung sowie die Wartung und In- standhaltung. Zur Netzführung gehören dabei neben der Netzüberwachung und der Ge- währleistung der Netzsicherheit, die Anweisung und Umsetzung von Schalthandlungen, die Kontrolle der Spannungshaltung sowie der Betrieb der erforderlichen Mess- und Zähleinrichtungen.57

2.4. Begriffsverständnis und Definitionen

2.4.1. Erneuerbare und dezentrale Energie

Unter dem Begriff der „erneuerbaren Energien“, auch als „regenerative Energien“ be- zeichnet, wird die Gewinnung von Energie aus Quellen verstanden, deren Ressourcen aus Sicht des Menschen zeitlich unbegrenzt zur Verfügung stehen und daher als uner- schöpflich gelten. Im Gegensatz dazu stehen die nicht-regenerativen, fossilen Energien, wie z. B. Kohle oder Öl, die in ihren Vorräten begrenzt sind. Als ursprüngliche Quellen erneuerbarer Energien werden dabei die Sonnenstrahlung bzw. -energie, die geothermi- sche Energie (Erdwärme) sowie die Gezeitenenergie angesehen. Dabei wird zusätzlich zwischen den direkt und den indirekt von der Sonne abhängigen Energien differenziert. Während beispielweise die Photovoltaik und die solarthermischen Kraftwerke zu den direkt abhängigen zählen, werden die Wind- und die Wasserkraft sowie die Biomasse zu den indirekt von der Sonne abhängigen Energien gezählt. Als Besonderheit in Bezug auf den erneuerbare Energienbegriff ist anzuführen, dass alle erneuerbaren bzw. regenerativen Energieträger als (nahezu) kohlendioxidneutral gelten. Darunter ist zu verstehen, dass bei der Energiegewinnung entweder gar kein Kohlenstoffdioxid emittiert oder nicht mehr in die Atmosphäre zurückgegeben wird, als zuvor im Wachstumsprozess durch die Pflanzen aus dieser aufgenommen worden ist.58

Im Gegensatz dazu bezieht sich der Begriff der „dezentralen Energien“ bzw. Energiean- lagen nicht auf die Energieträger, sondern auf die dezentrale Anordnung der Erzeu- gungsanlagen. Während in der Vergangenheit die Energieerzeugung zentral in großen Kraftwerken erfolgt ist, die in das Hochspannungsnetz einspeisen, geht der Trend für die Zukunft hin zu immer mehr kleineren, dezentralen Anlagen, die ihre Energie dort einspeisen, wo sich auch die Verbraucher befinden, also in das Mittelspannungs- oder sogar Niederspannungsnetz. Dabei erfolgt die Erzeugung möglichst in der Nähe der Verbraucher (dezentral), sodass kurze Leitungswege charakteristisch sind. Hingegen herrschten in der Vergangenheit lange Wege zwischen der Erzeugungs- und der Ver- brauchseinheit vor, was zu verhältnismäßig hohen Verlusten geführt hat.59

Im Rahmen dieser Arbeit werden unter dem Begriff der dezentralen Energieerzeugungsanlagen (DEA) nicht ausschließlich die dezentralen erneuerbaren Energieanlagen verstanden, sondern auch Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen oder kleine Blockheizkraftwerke sowie andere Technologien, die ihre Energie dezentral zur Verfügung stellen, jedoch teilweise auch mit fossilen Brennstoffen betrieben werden.

2.4.2. Smart Grid

Eine allgemein anerkannte Definition für den Begriff „Smart Grid“ ist bisher in der Fachliteratur nicht vorhanden. In dieser Arbeit wird dem Definitionsansatz der Informationstechnischen Gesellschaft im VDE (ITG) gefolgt, der in der deutschen Fachliteratur häufig herangezogen wird.

Der Begriff „Smart Grid“ bezeichnet demnach ein intelligentes Energieversorgungssys- tem, dass sowohl die Vernetzung als auch die Steuerung von intelligenten Erzeugern, Speichern, Verbrauchern und Netzbetriebsmitteln mittels Informations- und Kommuni- kationstechnik (IuK) beinhaltet. Die Verknüpfung der Systemelemente erstreckt sich dabei sowohl auf die Ebene der Übertragungs- als auch auf die der Verteilungsnetze eines Energieversorgungssystems. Zielsetzung dieses Systemaufbaus ist es, basierend auf einem transparenten energie- und kosteneffizienten sowie sicheren und zuverlässi- gen Systembetrieb, eine nachhaltige und umweltverträgliche Energieversorgung zu ge- währleisten.60

Vereinzelt wird in der Literatur neben dem Stromnetz auch das Gas- und Wärmenetz mit dem Begriff bezeichnet. Da der Fokus dieser Arbeit auf der Stromversorgung liegt, ist vorrangig das Stromnetz als Energieversorgungsnetz mit dem Begriff gemeint. Die grundlegende Struktur eines Smart Grids sowie der erforderliche Informationsaustausch zwischen den intelligenten Netzelementen wird in Abbildung 4 verdeutlicht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Kommunikationswege im Smart Grid61

Das Schaubild zeigt, dass für die Realisierung des intelligenten Energieversorgungssystems die Verknüpfung aller Komponenten erforderlich ist, um die Kommunikation in alle Richtungen zu unterstützen.

2.4.3. Micro Grid

Während das Smart Grid den Oberbegriff des intelligenten, mittels IuK-Technologie vernetzten Stromversorgungsnetzes darstellt, umfasst der Begriff des „Micro Grids“ ein Teilnetz dieser Netzgruppe, wie z. B. den Einspeisebereich eines Transformators in ei- ner Umspannanlage.62 Ebenso wie beim Smart Grid gibt es bisher für den Begriff des Micro Grids keine allgemein anerkannte Definition. Im Folgenden wird daher, unter Berücksichtigung der in der Literatur angeführten Merkmale, eine eigene Arbeitsdefini- tion erstellt.

Der Begriff des „Micro Grids“ beschreibt einen Teilnetzbereich des übergeordneten Stromversorgungsnetzes. Im deutschen Sprachgebrauch wird vereinzelt auch der Be- griff des Mikronetzes oder des Inselnetzes gebraucht. Dieses Teilnetz umfasst ebenso wie das „große“ Stromnetz alle erforderlichen Netzelemente, wie z. B. Erzeuger, Ver- braucher, Speicher und Netzbetriebsmittel. Über eine zentrale Schnittstelle ist das Micro Grid mit dem Hauptversorgungsnetz verbunden und besitzt die Möglichkeit zwei unter- schiedliche Betriebsmodi, den Netzparallel- und den Inselnetzbetrieb, anzunehmen.63

Den Regelfall stellt der Netzparallelbetrieb dar. Dabei ist das Micro Grid mit dem über- geordneten Stromversorgungsnetz verbunden und bezieht aus diesem die zusätzliche Energie, deren Bedarf durch die lokalen Erzeugungsanlagen nicht gedeckt werden kann. Wird hingegen im Micro Grid mehr Energie erzeugt als benötigt wird, so besteht in die- sem Betriebsmodus die Möglichkeit, die überschüssige Energie in das übergeordnete Netz einzuspeisen. Treten im Hauptversorgungsnetz Fehler bzw. Probleme auf und die Versorgungssicherheit ist gefährdet, so wird das Micro Grid in den Inselnetzbetrieb ver- setzt. In diesem Betriebsmodus muss das gesamte Teilnetzgebiet losgelöst vom überla- gerten Verbundnetz von den lokal verfügbaren Erzeugungsanlagen autark versorgt wer- den. Oftmals werden dazu Verbraucher mit geringer Priorität auf ein Minimum herunter gefahren bzw. abgeschaltet, um höher priorisierte Verbraucher versorgen zu können. Besonders in Hinblick auf die fluktuierende Erzeugung der erneuerbaren Energien ist dieser Modus, auch unter Einsatz von Energiespeichern, zeitlich begrenzt und dient i. d. R. als eine Art Notbetrieb, durch den das Teilnetz vor einem sofortigen und kompletten Stromausfall bewahrt wird.64

2.4.4. Virtuelles Kraftwerk

Einzelne dezentrale Energieerzeugungsanlagen (DEA) produzieren nur kleine Mengen an Elektroenergie, die i. d. R. zur direkten Versorgung der privaten Verbraucher dienen.

Aufgrund ihrer geringen Erzeugerleistung sind sie daher aus wirtschaftlicher Sicht bislang nicht fähig am Stromhandel teilzunehmen und können keinen Beitrag zur Deckung der Reserveleistung bzw. Regelenergie (Vgl. Kapitel 2.4.5) leisten.65

Mithilfe eines zentralen Energiemanagementsystems können diese verteilten DEA, meist unter Einbeziehung von Speicher- und Lastmanagement, zu einem Verbundsys- tem zusammengeschlossen werden. Ergänzt um Bedien- und Beobachtungsfunktionen zur Steuerung des Verbundes bilden sie dann ein „virtuelles Kraftwerk“. Dieses erhält als Verbundsystem schließlich die Möglichkeit, die zusätzlich produzierte Leistung am Markt anzubieten und ähnlich wie ein konventionelles Kraftwerk Energie und System- dienstleistungen bereitzustellen.66

Ein virtuelles Kraftwerk ist dabei in seiner räumlichen Ausdehnung nicht begrenzt und kann aus verschieden DEA, wie z. B. Photovoltaik-, Wind-, Biomasse-, Wasserkraftan- lagen oder kleinen Blockheizkraftwerken bestehen. Dabei ist es das Ziel des Zusam- menschlusses unterschiedlicher Anlagen, die fluktuierende Erzeugung aus Sonnen- und Windkraft auszugleichen und letztlich zu einer Verbesserung der Energieversorgung beizutragen.67

2.4.5. Regelenergie oder Reserveleistung

Das deutsche Stromversorgungsnetz wird mit einer Frequenz von 50 Hz betrieben.68 Stimmt das prognostizierte Verhältnis von Erzeugung und Verbrauch zu einem be- stimmten Zeitpunkt nicht mehr überein, so kommt es zu einer geringfügigen Verände- rung der Frequenz im mHz-Bereich. Um einen Leistungsausgleich im Stromnetz wie- derherzustellen und somit das Netz stabil zu halten, bedienen sich die ÜNB der Regel- energie bzw. Reserveleistung. Dabei wird zuerst einmal zwischen positiver und negati- ver Reserveleistung differenziert. Steigt der Verbrauch der elektrischen Energie über den prognostizierten Sollwert an und ist demzufolge höher als der Wert der Stromer- zeugung, dann sinkt im gesamten Versorgungsnetz die Frequenz ab. Um die fehlende Strommenge auszugleichen, wird positive Regelenergie in Form zusätzlicher Energieer- zeugung von den ÜNB dem Stromnetz zugeführt, bis die Netzfrequenz wieder genau bei 50 Hz liegt (Vgl. Abbildung 5). Ist andererseits der reale Lastwert unter den prog- nostizierten Wert gefallen, d. h. der Verbrauch geringer als die Erzeugung, so steigt die Netzfrequenz an. In diesem Fall bedarf es zum Ausgleich der Frequenz negativer Regelenergie, d. h. die Erzeugung muss zurückgefahren oder zusätzliche Verbraucher müssen gestartet werden.69

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Positive und negative Regelenergie70

Zur Realisierung des Leistungsausgleiches stehen den ÜNB drei Arten von Regelenergie zur Verfügung: die Primär-, die Sekundär- und die Tertiär- bzw. Minutenreserveleistung (Vgl. Abbildung 6).

Als Primärreserveleistung wird die aus zeitlicher Sicht kurzfristigste Regelenergie be- zeichnet. Sie muss direkt nach dem Leistungsabruf gestartet werden können und inner- halb kürzester Zeit, d. h. spätestens nach 30 Sekunden, in vollem Umfang bereitgestellt sein. Die maximale Abrufdauer der Primärreserve ist dabei auf 15 Minuten begrenzt.71 Nachdem durch die Primärreserve eine zu starke Frequenzveränderung weitestgehend abgefangen worden ist, soll die Sekundenreserve einsetzen.72 Sie dient als Ablösung der Primärreserve und wird automatisch aktiviert. Die Sekundärreserveleistung hat inner- halb von 30 Sekunden nach ihrem Abruf verfügbar zu sein und bis zu einer Stunde ver- fügbar zu bleiben. Die maximale Leistung muss dabei spätestens nach fünf Minuten zur Verfügung gestellt sein. Die letzte und aus zeitlicher Sicht langfristigste Regelenergie stellt die Tertiär- oder auch Minutenreserveleistung dar. Diese Regelleistung wird durch den Netzbetreiber telefonisch angefordert und muss innerhalb von 15 Minuten nach der Anfrage bereitgestellt sein. Dabei ist bei größeren Störungen im Versorgungsnetz eine Verfügbarkeit dieser Reserve von bis zu mehreren Stunden vorstellbar.73

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Stufenweiser Aufbau der Regelenergie bzw. Reserveleistung74

Die Beschaffung der erforderlichen Reserveleistungen erfolgt über eine eigens von den vier ÜNB eingerichtete Internetplattform mittels eines Ausschreibungsverfahrens. Dabei werden sowohl die Primär- als auch die Sekundärreserveleistung für eine Woche75 im Voraus ausgeschrieben, die Minutenreserve wird hingegen am jeweils vorhergehenden Werktag vergeben. Um an diesem Ausschreibungsverfahren teilnehmen zu können, müssen die Erzeuger bzw. die Betreiber von Erzeugungsanlagen zu Beginn an einem so genannten Präqualifikationsverfahren teilnehmen, in dem deren Eignung für die Teil- nahme am Regelenergiemarkt festgestellt wird.76 Seit dem 27.06.2011 liegt die Min- destangebotsgröße für die Teilnahme am Primärreserveleistungsmarkt bei 1 MW,77 für den Sekundärreserveleistungsmarkt bei 5 MW78 und für den Minutenreserveleistungs- markt unverändert bei 15 MW79.

3. Entwicklung eines dezentralen Lösungsansatzes

3.1. Ziel des dezentralen Energieversorgungssystems

Im folgenden Kapitel findet die Entwicklung des dezentralen Versorgungsansatzes auf der Idee von sich selbstversorgenden Micro Grids statt. Darauf aufbauend werden im Anschluss die ersten Anforderungen für das spätere Steuerungssystem abgeleitet.

Ziel des Aufbaus eines dezentral orientierten Energieversorgungssystems ist es, die Energie künftig möglichst verbraucher- bzw. lastnah bereitzustellen.80 Energie soll in Zukunft dort erzeugt werden, wo sie auch verbraucht wird oder umgekehrt.81 In Verbindung mit den Zielen zur Treibhausgasreduktion soll dabei möglichst die gesamte Energie aus erneuerbaren, klimaneutralen Energiequellen gewonnen werden.

Bisher ist die Energie für die räumlich verteilten Verbraucher zum Großteil in zentralen Kraftwerken erzeugt worden, die in der Lage sind, ihre Erzeugung entsprechend der aktuellen Verbrauchssituation anzupassen und so das Energieversorgungsnetz stabil zu halten.82 Durch den Aufbau eines dezentralen, auf erneuerbare Energien basierenden Versorgungssystems bedarf es einer grundlegenden Erneuerung der Versorgungsstruk- turen. Künftig muss neben dem bereits überwachten Übertragungsnetz auch das Vertei- lungsnetz aktiv überwacht und gesteuert werden. Das Netz muss sich zu einem intelli- genten Netz (Smart Grid) entwickeln.83

Dabei wird die Einspeisung von Energie in das Versorgungsnetz durch den dezentralen Ansatz nicht mehr nur von einer Richtung (zentral) erfolgen. Durch die Vielzahl kleiner DEA wird künftig an einer Vielzahl von Netzpunkten Energie in das Netz eingespeist, was zu einer Umkehr des Stromflusses führt und das Versorgungsnetz insgesamt instabiler werden lässt. Es wird zu bidirektionalen oder sogar zu multidirektionalen Lastflüssen kommen, die in Zukunft aktiv gemanagt werden müssen.84

[...]


1 Vgl. Amprion GmbH (2011).

2 Vgl. Chemgapedia (2011).

3 Vgl. Stadtwerke Herne AG (2011).

4 Vgl. Stromsparer (2011); Amprion GmbH (2011).

5 Das "E" steht für die heutige Energie und "ON" für den Aufbruch in die Zukunft. Vgl. E.ON Kraftwerk Staudinger (2011).

6 Vgl. Zahoransky, R. et al. (2010), S. 382.

7 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), Bundesministerium für Umwelt,

Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) (2010), S. 3-5; Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) (2010), S. 5.

8 Vgl. Fenn, B. (2009a), S. 46.

9 Vgl. Zahoransky, R. et al. (2010), S. 382.

10 Vgl. Benz, T., Langlotz, K. (2009), S. 70.

11 Vgl. Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (DKE) (o. J.), S. 13.

12 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) (2010), S. 3.

13 Vgl. Fenn, B. (2011), S. 6-8.

14 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) (2010), S. 5.

15 Vgl. ForschungsVerbund Erneuerbare Energien (FVEE) (2010); Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) (2011); Umweltbundesamt (UBA) (2010).

16 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) (2010), S. 3.

17 Vgl. Fenn, B. (2009a), S. 46 f.

18 Vgl. Fenn, B. (2011), S. 6-8; Meyer, F. (2008), S. 2.

19 Vgl. Bendel, C. et al. (2007), S. 1 f; Ringelstein, J. (2010), S. 12-17; Meyer, F. (2008), S. 2.

20 Vgl. Fenn, B. (2011), S. 6-8; Fenn, B. et al. (2010), S. 4 f.

21 Vgl. Knies, W., Schierack, K. (2006), S. 15.

22 Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S. 295.

23 Vgl. Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) (2007), S 11.

24 In Anlehnung an: Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) (2007), S 11; Informationstechnische Gesellschaft im VDE (ITG) (2010), S. 28.

25 Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S. 295.

26 Vgl. Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) (2007), S 11.

27 Vgl. Informationstechnische Gesellschaft im VDE (ITG) (2010), S. 28.

28 Vgl. Droste-Franke, B. et al. (2009), S. 88.

29 In Anlehnung an: Heuck, K. et al. (2010), S. 4.

30 Vgl. Heuck, K. et al. (2010), S. 3 f.

31 Vgl. Heuck, K. et al. (2010), S. 4.

32 Vgl. Knies, W., Schierack, K. (2006), S. 56 f.

33 Vgl. Müller, E. et al. (2009), S. 91.

34 Vgl. Busch, R. ( 2011), S. 320.

35 Vgl. Knies, W., Schierack, K. (2006), S. 57; Müller, E. et al. (2009), S. 91.

36 Vgl. Lehnhoff, S. (2010), S. .

37 Vgl. Knies, W., Schierack, K. (2006), S. 57.

38 In Anlehnung an: Knies, W., Schierack, K. (2006), S. 57; Busch, R. ( 2011), S. 320.

39 Vgl. Müller, E. et al. (2009), S. 91.

40 Vgl. Knies, W., Schierack, K. (2006), S. 57.

41 Vgl. Busch, R. ( 2011), S. 321.

42 Vgl. Panos, K. (2009), S. 405.

43 Vgl. Kleest, J., Reuter, E. (2002), S. 47.

44 Vgl. Panos, K. (2009), S. 405; Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) (2007), S. 164.

45 Vgl. Nestle, D. (2008), S. 4.

46 Vgl. Crastan, V. (2009), S. 475.

47 Vgl. Jendrian, L. (2002), S. 36.

48 Vgl. Heuck, K. et al. (2010), S. 517-519.

49 Vgl. Heuck, K. et al. (2010), S. 519.

50 Vgl. DistributionCode (2007), S. 35.

51 Vgl. Ringelstein, J. (2010), S. 184.

52 Vgl. Droste-Franke, B. et al. (2009), S.78.

53 Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S. 297.

54 Vgl. Goes, S. (2003), S. 101.

55 Vgl. Wulff, T. (2006), S. 5.

56 Vgl. Wulff, T. (2006), S. 5.

57 Vgl. Goes, S. (2003), S. 101; Leprich, U. et al. (2005), S. 90.

58 Vgl. Kaltschmitt, M. et al. (2005), S. 4; Hennicke, P., Fischedick, M. (2007), S. 30 f; SolarDeutschland (2011); ForschungsVerbund Erneuerbare Energien (FVEE) (2010), S. 4.

59 Vgl. Brühne, T. (2009), S. 157-159; Rummich, E. (2009), S. 7.

60 Vgl. Informationstechnische Gesellschaft im VDE (ITG) (2010), S. 11.

61 In Anlehnung an: Informationstechnische Gesellschaft im VDE (ITG) (2010), S. 12.

62 Vgl. Fenn, B. (2009b), S. 52 f.

63 Vgl. Servatius, H.-G. et al. (2012), S. 319; Shustov, A. (2009), S. 74-77; Fenn, B. (2009b), S. 53; ABB Deutschland (2011).

64 Vgl. Shustov, A. (2009), S. 74-77; Nestle, D. (2008), S. 86; Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) (2007), S. 44; Großmann, U., Kunold, I. (2010), S. 83; ABB Deutschland (2011).

65 Vgl. Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) (2007), S. 45; Lehnhoff, S. (2010), S. 9.

66 Vgl. Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) (2007), S. 45; Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) (2008), S. 13.

67 Vgl. Kästner, T., Kiessling, A. (2009), S. 25.

68 Vgl. Zahoransky, R. et al. (2010), S. 20.

69 Vgl. Kurscheid, E. M. (2009), S. 17 f.; Erdmann, G., Zweifel, P. (2008), S. 332; Zahoransky, R. et al. (2010), S. 20.

70 In Anlehnung an: Kurscheid, E. M. (2009), S. 18.

71 Vgl. Droste-Franke, B. et al. (2009), S.88.

72 Vgl. Kurscheid, E. M. (2009), S. 18.

73 Vgl. Droste-Franke, B. et al. (2009), S.88.

74 In Anlehnung an: Kurscheid, E. M. (2009), S. 18.

75 Zuvor ein Monat, seit dem 27.06.2011 eine Woche. Vgl. Regelleistung (2011a); Regelleistung (2011b).

76 Vgl. Droste-Franke, B. et al. (2009), S.88.

77 Zuvor 5 MW. Vgl. Regelleistung (2011a).

78 Zuvor 10 MW. Vgl. Regelleistung (2011b).

79 Vgl. Droste-Franke, B. et al. (2009), S.88; Regelleistung (2011c).

80 Vgl. Leprich, U. et al. (2005), S. 13.

81 Vgl. Jänig, C. (2010), S. 11 f.

82 Vgl. Peseke, B., Roscheck, A. (2010), S. 93; Zahoransky, R. et al. (2010), S. 2.

83 Vgl. Informationstechnische Gesellschaft im VDE (ITG) (2010), S. 11.

84 Vgl. Informationstechnische Gesellschaft im VDE (ITG) (2010), S. 13 u. S. 20 f; Benz, T., Langlotz, K. (2009), S. 70.

Ende der Leseprobe aus 117 Seiten

Details

Titel
Entwicklung eines micro-grid-basierten Ansatzes für das Smart Grid der Zukunft
Hochschule
FOM Hochschule für Oekonomie & Management gemeinnützige GmbH, Berlin früher Fachhochschule
Note
1,0
Autor
Jahr
2011
Seiten
117
Katalognummer
V191341
ISBN (eBook)
9783656161189
ISBN (Buch)
9783656161356
Dateigröße
2155 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Smart Grid, Micro Grid
Arbeit zitieren
Jens Kitzmann (Autor), 2011, Entwicklung eines micro-grid-basierten Ansatzes für das Smart Grid der Zukunft, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/191341

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