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Smart Grids — von der Vision zur Realität

Bild 1. Übersicht über moderne Methoden zum Engpassmanagement

Bild 2. Heutiger und Zielzustand der Kommunikation in elektrischen Netzen

Mit Smart Grids werden viele Hoffnungen verknüpft. Mancherorts wird von ihnen erwartet, dass sie alle Probleme in der Energieversorgung und -verteilung lösen. Dabei sind viele Belange noch visionär. Verschiedene Förderprojekte sind dabei, sich den Herausforderungen für die Stromnetze und -märkte zu stellen und Lösungsansätze zu liefern.

Im Frühjahr 2005 berief die Europäische Kommission einen internationalen Expertenrat, um zu klären, wie den Herausforderungen an die Stromnetze der Zukunft zu begegnen sein wird. Kurz darauf wurde mit der Ausgabe der „Vision und Strategie der europäischen Stromnetze der Zukunft“ der Begriff „Smart Grids“ geboren. Das „Strategische Umsetzungskonzept für Smart Grids“ der Europäischen Union definiert das Smart Grid wie folgt:
„Ein Smart Grid ist ein elektrisches Netz, das die Aktionen aller angeschlossenen Nutzer – Erzeuger, Verbraucher, Speicher – intelligent koordiniert um Effizienz in der nachhaltigen, ökologischen, wirtschaftlichen und zuverlässigen Stromversorgung zu gewährleisten.“

Aus dieser kurzen und einfachen Definition lassen sich die vier wesentlichen Eigenschaften von Smart Grids herauslesen:
• Vernetzung der Teilnehmer des Netzes über moderne Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) zur intelligenten Koordinierung.
• Diskriminierungsfreie und flexible Netzintegration aller Leistungsgrößen und Technologien von Stromerzeugern.
• Zur Nachhaltigkeit und Ökologie wird ein maximaler Anteil regenerativer Energien im Energiemix angestrebt.
• Smart Grids stehen im Kontext zum „Smart Market“: für die konsequente Marktintegration der Konsumenten und der Vielzahl regenerativer und verteilter Kleinerzeuger zur Erzielung hoher Energieeffizienz, Wirtschaftlichkeit und Zuverlässigkeit.
In Deutschland und Europa wird die Smart-Grid-Vision durch eine Vielzahl von Förderprojekten unterstützt. Führende Beispiele sind in Deutschland die sechs E-Energy-Projekte sowie die beiden europäischen Projekte Mirabel sowie Web2Energy. Dabei hat sich bisher unter anderem gezeigt, dass sich die Aufgaben und die technologischen Anforderungen der Smart Grids im Übertragungsnetz und im Verteilungsnetz recht signifikant unterscheiden.

Herausforderungen und Lösungsansätze für die Übertragungsnetze
Im Übertragungsnetz existiert bereits heute eine ausreichende Kommunikationsinfrastruktur. Hier sind die Herausforderungen in erster Linie im Ausbau der Netze zu sehen, um das wachsende Auseinandertriften von Erzeugung und Verbraucherzentren auch risikofrei zu beherrschen. Nach der Dena-Studie 2 sind in Deutschland bis 2020 zusätzlich 3600 km 400-kV-Leitungen erforderlich, um die geplante Offshore-Windleistung sicher nach Süden abzuführen.
Die Organisation der europäischen Übertragungsnetzbetreiber Entso-E stellt Untersuchungen bezüglich eines überlagerten Netzes „Study Roadmap towards Modular Development Plan on pan-European Electricity Highways Systems 2050 (MoDPEHS)“ an. Dabei spielen auch Überlegungen zur Umsetzung des Desertec–Konzepts eine Rolle. Neue Übertragungstechniken, wie Wechselspannungsfreileitungen für 1000 kV, VSC-DC-Übertragungssysteme oder Facts, werden hier in die Untersuchung einbezogen.
Mittel- und kurzfristig wird im Übertragungsnetz aber, wegen nicht zeitgerechter Netzverstärkung aufgrund langwieriger Genehmigungsverfahren, mehr intelligentes Engpassmanagement erforderlich. Nur damit lassen sich Ausweitungen von Störungen aufgrund von Überlastungen vermeiden. Dementsprechend ist zu erwarten, dass neue Konzepte des intelligenten Engpassmanagements die Schutz- und Netzleittechnik revolutionieren (Bild 1). Beispielsweise ermöglicht ein adaptiver Schutz durch die Anpassung seiner Anrege- bzw. Auslöseparameter an den Zustand des Netzes eine signifikant verbesserte Selektivität.

Weitbereichsüberwachung und -schutz beruhen auf „Phasor Measurement Units“ (PMU), die im Netz verteilt Informationen über Spannungen, Ströme und Frequenz an einen Zentralrechner liefern. Die PMU sind bis auf Mikrosekunden genau synchronisiert. Auf dem Zentralrechner lassen sich Weitbereichsschwingungen beobachten und kritische Zustände identifizieren. In Verbindung mit Expertensystemen können dadurch im Sekundenbereich Schutzmaßnahmen eingeleitet werden.
Netzsicherheitsrechnungen werden heute in der Regel für n – 1-Situationen als Lastflussrechnungen vor der Ausführung von Schalthandlungen durchgeführt. Für die künftigen Belastungen der Übertragungsnetze reichen die stationären Untersuchungen aber nicht mehr aus. Dementsprechend sind Lösungen zu entwickeln, die mit den aktuellen Mess- und Topologiedaten des Netzes online die Schutzselektivität und die dynamische Stabilität analysieren sowie kritische Situationen aufzeigen. Wie die Großstörung im Netz der UCTE vom 4. November 2006 gezeigt hat, sind auch Prognosen der Windleistungsentwicklung in die Sicherheitsrechnungen mit einzubeziehen.

Applikationen im Verteilnetz
In den Verteilnetzen sind im Wesentlichen drei Aufgaben – die drei Säulen von Smart Distribution – technisch, aber auch regulatorisch umzusetzen:
• Überwachung, Steuerung und Automatisierung der Mittel- und Niederspannungsnetze, um sowohl die Spannungserhöhungen am Anschlusspunkt verteilter Erzeuger als auch zusätzliche Belastungen durch das Laden einer Vielzahl von E-Mobilen zu beherrschen.
• Koordinierung der Vielzahl in die Verteilungsebene einspeisender Kleinerzeuger, künftiger Speicher und steuerbarer Lasten, sodass insgesamt zu jedem Zeitpunkt Erzeugerleistung „nach Fahrplan“ in das Netz eingespeist wird und die Kleinerzeuger im Rahmen eines „virtuellen Kraftwerks“ an den Märkten für Energie, Reserveleistung und CO 2-Zertifikaten teilnehmen können.
• Einbindung der Stromkunden in den Energiemarkt durch variable Tarife und Visualisierung des aktuellen Verbrauchs sowie der diesbezüglichen Kosten.

Diese Aufgaben sind nur lösbar, wenn zwei technologische Voraussetzungen erfüllt werden. Zum einen muss die Kommunikations- und Informationstechnik (IKT) die Verteilungsnetze bis zu den Steckdosen der Endkonsumenten durchdringen. Zum anderen sind die Netzteilnehmer durchgängig mit digitalen, kommunizierenden Zählern auszurüsten. Den Ist-Zustand und den Zielzustand der Kommunikation für elektrische Netze stellt Bild 2 dar.
Heute endet die Kommunikation im Umspannwerk an den Mittelspannungsabgängen. Auf den verschiedenen Ebenen werden unterschiedliche Protokolle verwendet, die jeweils Konvertierungen erfordern. Ziel muss es aber sein, eine Durchgängigkeit der Kommunikation in Datenmodell und Diensten von der Leitstelle des Übertragungsnetzes bis zur Steckdose des Konsumenten zu erreichen. Die Antwort auf dieses Ziel gibt die deutsche Normungsroadmap Smart Grid.
Smart Meter werden nicht nur für den Markt benötigt. Sie bilden auch eine wichtige Voraussetzung für die Funktion der virtuellen Kraftwerke. Außerdem lassen sich mit ihrer Hilfe ohne Zusatzaufwand auch die Spannungs- und die Lastüberwachung im Verteilnetz realisieren.

Die Realität
Außer den anfangs genannten Förderprojekten ist heute keine intensive Praxiseinführung von Smart Grids erkennbar. Das liegt vor allem an den heutigen regulatorischen Bestimmungen, die keine Anreize bieten – wie eine VDE-Studie bereits 2008 gezeigt hat. Eine Vielzahl von Gesetzen und Regeln ist noch zu novellieren, damit Smart Grids in Deutschland Realität werden.

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Autor: Dr. Bernd Michael Buchholz ist Seminarleiter beim VDE und lehrt an der Universität Magdeburg. Zurzeit ist er technischer Leiter des EU- Projekts „Web2Energy“ und leitet die Task Force „Aktive EnergieNetze“ der ETG im VDE.