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Einspeisemanagement für EE Stromnetze entwickeln sich schrittweise zum Smart Grid

Die wachsende Zahl dezentraler Energieerzeuger beeinflusst zunehmend die Stabilität der Stromnetze. Nach dem EEG müssen deshalb Erzeugungsanlagen mit einer Wirkleistung von mehr als 100 kW über eine Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung verfügen.

Funktionsschema Schalten – Regeln – Messen.

 

Bis zum Jahr 2020 sollte laut der ursprünglichen Planung der Bundesregierung der Strombedarf in Deutschland zu 30% durch erneuerbare Energiequellen gedeckt werden. Nach den Ereignissen in Japan und der Abschaltung mehrerer Kernkraftwerke in Deutschland wird es vermutlich notwendig sein, dieses Ziel nun schneller zu erreichen. Dazu müssen sich immer mehr und immer größere Windräder drehen, die ersten bereits fern der Küsten weit draußen auf dem offenen Meer. Auf den Dächern von Privathäusern, Fabrikgebäuden oder Scheunen entstehen weitere Solaranlagen. In den Gebirgsregionen werden zahllose Kleinstwasserwerke installiert, in der Landwirtschaft wächst die Zahl der Biogasanlagen.
Doch die „Liefer-Zuverlässigkeit“ dieser regenerativen Energiequellen lässt sich nur schwer berechnen. Nicht nur die Anlagenbetreiber, auch die Betreiber der Netze können nur selten genau abschätzen, wann die „Stromernte“ genau stattfindet und wie groß sie ausfällt. Nicht immer bläst der Wind, nicht immer scheint die Sonne und nicht immer fließt genügend Wasser erst durch Bäche und dann durch Turbinen. Stürmt es dagegen, brennt wochenlang die Sonne vom Himmel oder schwellen nach tagelangen Regenfällen die Wassermengen an, wird plötzlich sehr viel Strom produziert – Energie, die zu diesem Zeitpunkt niemand braucht.

Hochspannungsnetze stoßen an Kapazitätsgrenzen

Seit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000 hat der Ausbau von Windenergie-, PV- und Biogasanlagen bereits stark zugenommen und es wird immer mehr Strom aus regenerativen Quellen in die Netze eingespeist. In einigen Regionen stoßen deshalb die Hochspannungsnetze der Energieversorger mittlerweile schon an ihre Kapazitätsgrenzen. Gemäß § 11 Abs. 1 EEG (Änderung von 2009) sind Netzbetreiber unbeschadet ihrer Pflicht nach § 9 EEG (Erweiterung der Netzkapazität) deshalb ausnahmsweise berechtigt, an ihr Netz angeschlossene Anlagen mit einer Leistung über 100 kW zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien, Kraft-Wärme-Kopplung oder Grubengas zu regeln, soweit andernfalls die Netzkapazität im jeweiligen Netzbereich durch diesen Strom überlastet wäre.
Ziel der gesetzlichen Regelung ist es, einen möglichst hohen Anteil von Strom aus EE unter Aufrechterhaltung der Netzsicherheit in das bestehende Stromnetz zu integrieren und dabei den gesetzlich vorgeschriebenen, unverzüglichen Netzausbau nicht zu beeinträchtigen. Nach § 6 EEG „Technische und betriebliche Vorgaben“ sind die Betreiber verpflichtet, Anlagen mit einer Wirkleistung von mehr als 100 kW mit einer technischen oder betrieblichen Einrichtung

  • zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung und
  • zur Abrufung der jeweiligen Ist-Einspeisung

auszustatten, auf die der Netzbetreiber zugreifen darf. Diese Regelung gilt für sämtliche ab dem 1. Januar 2009 in Betrieb genommenen Anlagen als Anschluss- und Vergütungsgrundlage und gemäß den Übergangsregelungen aus § 66 Abs.1 Nr.1 EEG 2009 ab 1. Januar 2011 auch für Altanlagen. Der Koblenzer Metering-Spezialist Görlitz hat vor diesem Hintergrund sein Metering-System „EDW3000“ um das Modul „EDW.scadalink“ erweitert, das über eine normierte Schnittstelle nach IEC 60870-5-104 Protokoll die Anbindung an beliebige Netzleitsysteme ermöglicht, sogenannte SCADA-Systeme (Supervisory Control and Data Acquisition).


Funktionsschema „EDW.skadalink“.


Funktionsschema „EDW.skadalink“.

Kosteneinsparung durch Synergieeffekte

Durch die Kopplung des Energiedatenerfassungs- an das Netzleitsystem lassen sich erhebliche Synergieeffekte ausschöpfen und Kosteneinsparpotenziale heben. Denn der Einsatz bereits vorhandener Zählerinfrastruktur- und Datenübertragungstechnik zur Lösung der Aufgabe der ferngesteuerten Leistungsreduktion verringert den zusätzlichen Investitionsaufwand auf ein Minimum, da die betreffenden EEG-Anlagen im Allgemeinen bereits messtechnisch erfasst und an ein Metering-System angebunden sind. Zusammen mit einer speziellen Gerätekonfiguration aus einem Kommunikationsmodul und einer integrierten Schaltbox mit wahlweise vier oder zwei Relaisausgängen können mit dieser Komponente des „EDW3000“ die technischen Forderungen nach § 6 EEG mit relativ geringem Aufwand umgesetzt werden.
„EDW.scadalink“ arbeitet dabei als „Fernwirkkopf“ und kann in Verbindung mit dem Software-Modul „EDW.collector“ und dem Datenmodem „Skalar“ mit PRM62/44 Modul beliebige Schalthandlungen – initiiert von der Netzleitstelle – durchführen. Bei einer drohenden dauerhaften Überlastung von Betriebsmitteln des Netzes ist es dabei im Gegensatz zur herkömmlichen Rundsteuerung möglich, gezielt einzelne oder auch Gruppen von Messstellen zu drosseln oder ganz abzuschalten und eine Bestätigung der Schaltung bis ins Netzleitsystem zu transportieren.
Die auf dem Microsoft Windows Server aufsetzende Software bildet dabei die Anlagen-Topologie für bestimmte Regionen ab, die z.B. aus Unterstationen wie Windkraftanlagen, Solaranlagen oder Blockheizkraftwerken bestehen kann. Wegen Sturm oder massiver Sonneneinstrahlung aktuell zu stark ins Stromnetz einspeisende PV- oder Windkraftanlagen können so in vordefinierten Stufen geregelt werden. Status und Quittierungen der erfolgten Schalthandlungen werden von „EDW.scadalink“ unverzüglich nach Eingang an die Netzleitstelle zurückgemeldet. Dieses Verfahren kann nach entsprechendem Netzausbau auch zur reinen Ab- und Wiedereinschaltung dezentraler Einspeiseanlagen bei geplanten Abschaltungen genutzt werden, etwa bei Wartungsarbeiten.
Außerdem ist es möglich, eine mit der Skalar-Technologie erfasste Leistung von beliebigen Ein- oder Ausspeisern auszuwerten und diese Einspeiseleistung an das Netzleitsystem zeitnah online zu übermitteln. Hierdurch lassen sich mit bestehender Technologie kosteneffizient Messstellen in das Netzleitsystem einbinden, was sonst nur mit aufwendiger Netzleittechnologie zu erreichen ist. Um den aktuellen Zustand von EEG-Anlagen in einem Gebiet zu visualisieren, können die erforderlichen Geodaten über eine Exportfunktion an Systeme wie Google Earth und NASA World Wind übergeben werden. Das „EDW.scadalink“-Modul ist dabei nahezu beliebig skalierbar, was angesichts der stetig wachsenden Anzahl von Messstellen für die Energieversorger immer wichtiger wird.

Beeinflussung der Einspeiseleistung

Die Schleswig-Holstein Netz AG – eine Tochter der norddeutschen E.ON Hanse AG – erwartet ebenfalls für die nächsten Jahre eine rasante Zunahme der EEG-Anlagen in ihrem Netzgebiet. Derzeit sind bereits ca. 2000 größere Anlagen mit mehr als 100 kW Einspeiseleistung pro Anlage ans Netz angeschlossen. Von diesen nutzen zur Stromproduktion ca. 40% den Wind und weitere 40% die Sonne. Die übrigen 20 % erzeugen ihren Strom über Generatoren aus Biomasse bzw. Biogas. Über ihre Tochtergesellschaft Schleswig-Holstein Netz AG betreibt sie die Strom- und Erdgasnetze in Schleswig-Holstein. Das Hamburger Gasnetz betreibt ihre Tochtergesellschaft Hamburg Netz GmbH. Insgesamt umfasst das Stromnetz rund 53000 km Mittel- und Niederspannungsnetze.
Zur steuerungstechnischen Beeinflussung der Einspeiseleistung aus Windkraft, PV- und Biogasanlagen im Schleswig-Holstein Netz-Versorgungsgebiet wurde ein Einspeisemanagement („EisMan“) aufgebaut, das sich auf Basis neuer Herausforderungen kontinuierlich weiterentwickelt. Denn die netztechnischen Anlagen des vorgelagerten Hochspannungsnetzes von E.ON Netz GmbH können nur eine begrenzte Netzlast unter Einhaltung aller sicherheitstechnischen Standards im Gebiet der Schleswig-Holstein Netz sicher transportieren und dabei die Netzstabilität jederzeit gewährleisten. Stehen alle EEG-Anlagen störungsfrei zur Verfügung und erzeugen bei Starkwind und hoher Sonneneinstrahlung sehr viel Energie, könnten jedoch auch deutlich höhere Leistungen eingespeist werden und das Netz überfordern. In diesen Fällen wird dann die Menge der eingespeisten Energie über das „EisMan“ reduziert.
Die E.ON Netz-Schaltwarte in Lehrte überwacht dazu die Ströme und Temperaturen der 110-kV-Leitungen und sendet bei Überschreitung eines der eingestellten Grenzwerte einen Reduktionsbefehl an das Netzleitsystem der Schleswig-Holstein Netz. Von dort wird der Reduktionsbefehl über die Schnittstelle zum „EDW.scadalink“ an die angeschlossenen Einspeiser, die in 16 Regionen aufgeteilt sind, weiterverteilt. Insgesamt sind derzeit dabei vier Stufen möglich: 0%, 30%, 60% und 100%. Im System besteht die Möglichkeit, die normalerweise automatisch durchgeführten Reduzierungen zu wiederholen oder im Fehlerfall auch manuell zu steuern.
Mit der Einführung eines neuen Netzleitsystems der Firma Kisters und des „EDW3000“ mit dem Modul „EDW.collector“ lag es nahe, auch das „EisMan“ auf eine neue Grundlage zu stellen. Das Konzept: Die Netzleitstelle gibt die Befehle zum Regeln der Anlagen über das IEC 60870-5-104-Protokoll an das „EDW3000“, welches wiederum alle Geräte in einer Region von Geräten oder auch gezielt einzelne Geräte über den „EDW.collector“ anruft und Ein- oder Ausschaltbefehle absetzt. Hierbei kommen neben den schon länger im Einsatz befindlichen ENC400-Geräten von Görlitz auch „Skalar“-Datenmodems mit dem „PRM44/62“-Modul zum Einsatz. Die Geräte quittieren im selben Anruf die Schaltbefehle und diese Quittierungen werden über das EDW3000 mittels IEC60870-5-104-Protokoll wieder zurück an das Netzleitsystem gemeldet. Hieraus ergibt sich ein gern gesehener Effekt gegenüber der Funkrundsteuerung, da die Quittungen eine Verlässlichkeit und Nachweisbarkeit in kritischen Netzsituationen garantieren.
Nachdem Anfang 2010 mit der Realisierung des Projekts begonnen wurde, konnte im August die Testphase abgeschlossen werden. Nach einer Schulung der Schaltmeister fand dann am 1. Oktober 2010 die Inbetriebnahme statt. Der große Vorteil dieser Lösung für den Energieversorger bestand darin, dass er die bereits vorhandene Technik nutzen konnte und keine neue Fernwirktechnik aufbauen musste. Eine Besonderheit der neuen Technik ist dabei, dass die Einspeiser abhängig von der Erzeugungsart Wind, PV oder Biogas unterschiedlich behandelt werden können. So lassen sich die Biogaseinspeiser besonders kennzeichnen und ihre Einspeiseleistung würde dann z.B. bei Bedarf nur um maximal 70 % reduziert werden. In Zukunft soll auch die Topologie des Netzgebiets stärker berücksichtigt werden. Dann steuert die  Schleswig-Holstein Netz AG die Einspeiser nicht mehr nach den fest definierten „EisMan“-Regionen, sondern abhängig von der Topologie werden dann die jeweils am stärksten auf einen Engpass im Netz wirkenden Einspeiser dynamisch zu einer Liste zusammengestellt.


„Skalar“-Datenmodem.

ENSO Netz ermöglicht mehrstufige Abregelung

Die ENSO Netz GmbH in Dresden, eine 100%ige Tochter der ENSO Energie Sachsen Ost AG, entschied sich vor allem aus Kostengründen für diese Lösung. Das Unternehmen bietet nicht nur seiner Muttergesellschaft netztechnische Dienstleistungen für einen sicheren Betrieb sowie Zählerfernauslesung und Datenbereitstellung an, sondern auch zahlreichen Stadtwerken in der Region. Pro Tag werden mehr als 4200 Zählstellen für Strom, Erdgas, Wärme und Wasser mittels Zählwert-Fernübertragung ausgelesen und insgesamt über 1,2 Mio. Zählstellen in den Bundesländern Sachsen, Brandenburg, Thüringen und Mecklenburg-Vorpommern betreut. Am Jahresende 2009 waren im Bereich von ENSO Netz rund 200 Energieerzeugungsanlagen mit einer Wirkleistung von größer 100 kW in Betrieb. Derzeit rechnet das Unternehmen mit einer jährlichen Steigerung von 100 EEG-Anlagen pro Jahr bis 2011, sodass in seinem Versorgungsgebiet bis Ende 2010 rund 300 Anlagen unter die gesetzliche Regelung fallen.
Um die neuen Anforderungen zu erfüllen, betrachtete eine Arbeitsgruppe des Energieversorgers die verschiedenen Lösungen am Markt. U.a. auch eine Funkrundsteuerung (FRS). Dieses System zeichnet sich zwar durch eine schnelle Erreichbarkeit der Anlagen aus, als nachteilig wurde aber die fehlende Quittierung der Befehlsausführung und die statische Zuordnung der Empfänger zu den einzelnen Netzregionen empfunden. Zudem ist bei dieser Variante ein separates System zur Abfrage der Ist-Einspeiseleistung erforderlich. Eine Kleinfernwirkanlage, die von der Arbeitsgruppe ebenfalls unter die Lupe genommen wurde, hat diese Nachteile nicht. Gegen ihre Auswahl sprachen aber die vergleichsweise hohen Kosten von 2500 Euro pro Gerät, die vom Anlagenbetreiber aufzubringen sind, und der recht große Anfangsanschaffungsbedarf von rund 200 Geräten.
So fiel schließlich die Entscheidung für die Erweiterung des bestehenden Meteringsystems. Neben der damit möglichen kompletten Erfüllung der gesetzlichen Anforderungen sahen die Verantwortlichen noch einige weitere Vor-
teile: so den geringen Änderungsbedarf an den Messstellen vor Ort, die leichte Nachführung der Gerätezuordnung bei einer Änderung der Netzregionen direkt im Zählerfernauslesesystem, die Übertragung der Einspeiseleistung über einen störungsgeschützten und kostengünstigen GPRS-Mobilfunkkanal sowie die sofortige Quittierung der Schaltbefehle. Das überzeugendste Argument waren aber die moderaten Kosten für die Betreiber der Energieerzeugungsanlagen.
Die ENSO hat sich im Rahmen der technischen Umsetzung des § 11 EEG für ein Stufenverfahren zur Abregelung mit mehreren Varianten entschieden, die der Anlagenbetreiber auswählen kann:

  • 2-stufige Abregelung,
  • 4-stufige Abregelung ausgewählter Anlagen aus einer nach Erzeugungsart differenzierten Umlaufliste,
  • 16-stufige Abregelung aller den Aufruf verursachenden Einspeiser durch Umlage eines anteiligen Werts pro Einspeiser.


Export von *.kml Dateien, z.B. für Google earth, NASA world wind…


Grafische Anzeige des Zustands der Anlage.

Zumeist werden in Deutschland derzeit vier Begrenzungs-Stufen von 100, 60, 30 und 0% der Anschlussleistung verwendet, da die Mehrzahl der Anlagenbetreiber ohnehin – anlagentechnisch bedingt – nur sehr grobstufig abregeln kann bzw. im Extremfall zwischen Aus und Ein gar keine weiteren Zwischenstufen beherrscht. Da die Anzahl der aufgerufenen Anlagen pro Jahr relativ gering ist, sind bei dieser Variante auch nur wenige Streitfälle zu erwarten. Allerdings findet unmittelbar eine Ungleichbehandlung der Anlagenbetreiber statt, deren Aufrufe zur Leistungsdrosselung sowohl von unterschiedlicher Dauer sein können als auch zu verschiedenen Zeitpunkten erfolgen.
Für Anlagenbetreiber, die feinstufiger abregeln können und trotzdem keine Fernwirkanlage betreiben möchten, bietet die ENSO auch ein Verfahren mit 16 Abregelstufen an. Durch die feinere Abstufung wird einerseits garantiert, dass bei Netzengpässen die größtmögliche Menge des erzeugten EEG-Stroms abgenommen werden kann. Und andererseits, dass der Anlagenbetreiber etwa bei Aufrufen nach §13(2) EnWG nur eine geringe Einbuße bei seiner Vergütung in Kauf nehmen muss.
Damit dieses Verfahren genutzt werden kann, muss die Anlage allerdings die entsprechend feinstufigen Abregelungssignale verarbeiten können. Die Skalierbarkeit des Meteringsystems bietet die notwendige Flexibilität zur Abbildung der jetzigen Verfahrensweise wie auch von zukünftigen Anforderungen. Gleichzeitig eröffnen sich damit für den Energieversorger neue Möglichkeiten im Dienstleistungsgeschäft. Denn Aufrufe nach § 11 EEG und § 13 (2) EnWG können mit dem gleichen System und beim Einsatz der gleichen Gerätetechnik ohne Weiteres auch für Dritte durchgeführt werden.

Auf dem Weg zum intelligenten Netz

Um die Stabilität des Stromnetzes zu gewährleisten, müssen die ohnehin ständig schwankende Energienachfrage und das noch viel stärker schwankende Angebot an regenerativen Energien permanent gesteuert und ausgeglichen werden. Dazu sind äußerst anpassungsfähige Netzführungssysteme gefordert, die in Echtzeit aktuellste Daten zur Leistung der Netzinstallation, zum Lastfluss und zur Nachfrage für Stromerzeuger, Leitungsbetreiber und Verbraucher bereitstellen.
Mit der geplanten Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), die im Laufe des Jahres 2011 erfolgen soll, will die deutsche Bundesregierung den gesetzlichen Rahmen für ein solches Smart Grid abstecken. Der neue Grundansatz baut im Wesentlichen auf vier Säulen auf, die neben den notwendigen Mindestfunktionalitäten auch die Bedingungen für einen verpflichtenden Einbau von Smart Metern bei Neuanschlüssen, eine Nutzen-Kosten-Analyse und die Regelungen zum Datenschutz festlegen. Um für den Einsatz der intelligenten Stromzähler einen größeren Anreiz zu schaffen, sollen Verteilnetzbetreiber denjenigen Letztverbrauchern ein um die Hälfte reduziertes Netzentgelt gewähren müssen, die ihnen eine Steuerung über unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen gestatten. Dazu gehören laut EnWG-Arbeitsentwurf neben Wärmepumpen z.B. auch Elektromobile.
Für die Realisierung einer solchen Infrastruktur sind Normen und Standards unerlässlich, denn der erforderliche Informationsfluss über die verschiedenen Stufen der Energieversorgung – von der Stromerzeugung über die Verteilung bis hin zu den Haushalten und damit auch zu den Haushaltsgeräten – stellt eine große Herausforderung dar. Das Smart Grid bedeutet eine Weiterentwicklung und ganzheitliche Organisation der bestehenden Stromnetze: Zentrale Elemente bilden das Rückgrat, dezentrale Elemente erlauben Flexibilität. Zu den Stromleitungen kommen Datenverbindungen, die alle Akteure miteinander vernetzen. Ziel ist es, Angebot und Nachfrage besser aufeinander abzustimmen und das Netz stabiler und effizienter zu machen.
Doch das intelligente Netz entsteht nicht plötzlich. Sondern es entwickelt sich schrittweise aus unserer heutigen Infrastruktur. Zahlreiche Komponenten und Systeme, wie sie für ihren Aufbau benötigt werden, gibt es bereits und haben sich vielfach bewährt: angefangen von intelligenten Stromzählern über MDM-Software für das Meter Data Management bis hin zu den SCADA-Lösungen zur Überwachung, Steuerung und Datenerfassung. Diese Elemente wachsen auf der Basis einheitlicher Schnittstellen zusammen und bilden die Grundlage für das Smart Grid der Zukunft.

Autor: Thorsten Causemann ist Geschäftsführer der Görlitz Deutschland GmbH, 56070 Koblenz, Tel. 0261 92850, Fax 0261 9285190, thorsten.causemann@goerlitz.com, www.goerlitz-deutschland.de

 


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