Einsatz von Microgrids und DERs zur Maximierung von Nachhaltigkeit und Widerstandsfähigkeit in Industrie- und Gewerbeanlagen

Verteilte Energieressourcen (DERs) wie Solarenergie, Windenergie, Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), Batteriespeichersysteme (BESS) und sogar konventionelle Generatoren können erheblich zur Verbesserung der Nachhaltigkeit und Widerstandsfähigkeit von Gewerbe- und Industrieanlagen beitragen, insbesondere wenn sie in einem Microgrid (Mikronetz) kombiniert werden, das ein automatisiertes Steuerungssystem zur intelligenten Koordinierung und Verwaltung von Energieerzeugung, -fluss, -speicherung und -verbrauch nutzt.

Um die ökologischen und ökonomischen Vorteile von Microgrids zu maximieren, muss der Controller den Betrieb und die Integration von DERs in Echtzeit ausbalancieren, intelligente Lasten wie Beleuchtung, Heizungs-, Lüftungs- und Klimaanlagen (HVAC), Ladevorrichtungen für Elektrofahrzeuge (EV) und Installationen der Informationstechnologie verwalten, historische Bedarfsdaten nutzen, um zukünftige Lastprofile zu prognostizieren, sichere und effiziente Verbindungen zum Versorgungsnetz bereitstellen und Funktionen zur Nachfragesteuerung mit Echtzeit-Energiepreisdaten unterstützen.

Dieser Artikel gibt einen Überblick über die Elemente, aus denen sich ein Microgrid zusammensetzt, betrachtet Microgrid-Architekturen, gibt einen Überblick über IEEE 1547, das die Anforderungen für die Zusammenschaltung von DERs festlegt, und IEEE 2030, das ein umfassendes technisches Verfahren zur Beschreibung der Funktionen eines Microgrid-Controllers bereitstellt, betrachtet dann, wie Microgrid-Controller die Nachhaltigkeit, die Widerstandsfähigkeit und die wirtschaftlichen Vorteile verbessern können, und schließt mit einem kurzen Überblick über Cybersicherheitsbelange für Microgrids.

Was braucht man, um ein Microgrid aufzubauen?

Microgrids sind vielfältig in ihren Implementierungen und Komponenten. Um zu erörtern, wie Microgrids und DERs die Nachhaltigkeit und Widerstandsfähigkeit maximieren können, ist es am besten, mit einer Definition und einigen Beispielen von Microgrid-Komponenten und -Architekturen zu beginnen. Das US-Energieministerium (DOE) definiert ein Microgrid als „eine Gruppe miteinander verbundener Lasten und verteilter Energieressourcen innerhalb klar definierter elektrischer Grenzen, die in Bezug auf das Netz als eine einzige steuerbare Einheit agiert. Ein Microgrid kann sich mit dem Netz verbinden und sich von ihm trennen, so dass es sowohl im Netzverbund als auch im Inselbetrieb arbeiten kann.“

Während die Definition eines Microgrids einfach ist, gibt es eine Reihe von Microgrid-Kategorien, Betriebsarten und möglichen Teilsystemen, aus denen man beim Aufbau eines Microgrids wählen kann, und die Verwirklichung der maximalen Nachhaltigkeit und Widerstandsfähigkeit eines Microgrids erfordert zahlreiche architektonische und betriebliche Entscheidungen. Die Automatisierung ist ein wichtiger Aspekt. Beispiele für automatisierte Teilsysteme sind (Abbildung 1):

• Erzeugung innerhalb des Microgrids, einschließlich einer breiten Palette von DERs und KWK
• Stromverteilungsnetze
• BESS
• Lasten wie HLK-Systeme, Maschinen und Motoren in Industrieanlagen
• Verwaltung von Ladevorgängen für Elektrofahrzeuge und von Fahrzeug-zu-Netz-Verbindungen (V2G)
• Microgrid-Controller und Schaltanlagen
• Verbindungen an das Versorgungsnetz für netzgekoppelte Anlagen

Abbildung 1: Microgrids können verschiedene DERs, KWK und Lasten umfassen. (Bildquelle: Schneider Electric)

Microgrid-Kategorien

Microgrids können danach unterschieden werden, ob sie netzunabhängig oder netzgebunden sind:

Netzunabhängige Anlagen sind die häufigste Kategorie. Zu den Anwendungsfällen gehören abgelegene Gebiete, die nicht an das kommerzielle Versorgungsnetz angeschlossen sind, wie Bergwerke, Industriestandorte, Berghäuser und Militärstützpunkte.

Netzunabhängige, gemeinschaftlich betriebene Anlagen gibt es ebenfalls an abgelegenen Orten. Zu den Anwendungsfällen gehören abgelegene Dörfer, Inseln und Gemeinden. Während Microgrids von Anlagen von einem einzigen Unternehmen kontrolliert werden, müssen gemeinschaftsgeführte Microgrids auf die Bedürfnisse einer Gruppe von Nutzern eingehen. Sie können komplexere Kommando- und Kontrollsysteme erfordern.

Netzgekoppelte Anlagen haben einen einzigen Eigentümer und werden eingesetzt, um die Zuverlässigkeit in Gebieten zu verbessern, in denen das Hauptnetz unzuverlässig ist und Strom benötigt wird, oder in Fällen, in denen es wirtschaftliche Anreize für abschaltbare Lasten und andere Dienstleistungen des Microgrid-Eigentümers gibt. Zu den Anwendungsfällen gehören Krankenhäuser, Rechenzentren, Produktionsanlagen für kontinuierliche Prozesse und andere Gebäude, die eine hohe Verfügbarkeit erfordern.

Bei netzgekoppelten Gemeinden sind mehrere Energieverbraucher und -erzeuger an das Hauptnetz angeschlossen und werden als eine Einheit verwaltet. Zu den Anwendungsfällen gehören Geschäfts- oder Universitätsgelände, Dörfer und kleine Städte. Diese können eine Vielzahl von Energieverbrauchern, -erzeugern und -speichern haben und sind oft am schwierigsten zu kontrollieren.

Manchmal sind Microgrids Inseln

Neben der Erörterung der Komponenten eines Microgrids bezieht sich die DOE-Definition auf den Betrieb eines Microgrids „sowohl im Netzverbund als auch im Inselbetrieb.“ Die Definitionen dieser Modi sind einfach, aber die Implementierung ist komplexer und wird in einigen IEEE-Normen behandelt.

IEEE 1547-2018, Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems (Standard für die Zusammenschaltung von dezentralen Ressourcen mit elektrischen Energiesystemen), beschreibt die technischen Anforderungen für die Zusammenschaltung und Interoperabilität von DERs mit dem Stromnetz. IEEE 1547 ist eine sich entwickelnde Norm. Frühere Versionen von IEEE 1547 waren für eine geringe DER-Durchdringung ausgelegt und berücksichtigten nicht die potenziellen regionalen Auswirkungen von DER auf das Energieversorgungsnetz. Mit der IEEE 1547-2018 wurden strengere Anforderungen an die Spannungs- und Frequenzregelung und die Durchleitungsfähigkeit eingeführt, um die Zuverlässigkeit des Übertragungsnetzes zu verbessern. In jüngerer Zeit wurde die Änderung 1547a-2020 hinzugefügt, um abnormalen Betriebsleistungen Rechnung zu tragen.

IEEE 2030.74 beschreibt die Funktionen eines Microgrid-Controllers in Form von zwei stationären Betriebsarten (SS) und vier Arten von Übergängen (T) (Abbildung 2):

• Bei SS1, dem stationären, netzgekoppelten Modus, ist das Microgrid an das Versorgungsnetz angeschlossen. Der Controller kann die Komponenten des Microgrids nutzen, um Dienste wie Spitzenlastreduzierung, Frequenzregelung, Blindleistungsunterstützung und Rampenmanagement für das Netz bereitzustellen.
• SS2, der stabile Inselbetrieb, bedeutet, dass das Mikronetz vom Versorgungsnetz getrennt ist und isoliert arbeitet. Der Controller ist erforderlich, um die Lasten, die Erzeugung und die Energiespeicherdienste des Microgrids zu regeln und einen stabilen Betrieb des Microgrids zu gewährleisten.
• T1 bezieht sich auf einen geplanten Übergang vom Netzbetrieb zum stationären Inselbetrieb. Selbst wenn das Versorgungsnetz verfügbar ist, kann es wirtschaftliche oder betriebliche Anreize geben, auf Inselbetrieb umzuschalten. Darüber hinaus kann dieser Modus das Testen des Betriebs von Microgrids unterstützen.
• T2 bezieht sich auf einen nicht geplanten Übergang vom Netzbetrieb zum stationären Inselbetrieb. Dies ist vergleichbar mit dem Betrieb einer unterbrechungsfreien Stromversorgung in einem Rechenzentrum und wird häufig eingesetzt, wenn das Hauptnetz ausfällt. Das Microgrid trennt sich nahtlos und arbeitet als unabhängiges Stromnetz.
• T3 bezieht sich auf den Wiederanschluss der stationären Insel an das Stromnetz. Dabei handelt es sich um ein komplexes technisches Verfahren, bei dem ein „netzbildender“ Generator auf dem Microgrid die Frequenz und den Phasenwinkel des Netzstroms misst und das Microgrid vor der Wiedereinschaltung exakt an das Hauptnetz anpasst.
• T4 ist ein Neustart in den stationären Inselbetrieb. In diesem Fall ist das Microgrid ausgefallen und muss vom Versorgungsnetz getrennt und im Inselbetrieb neu gestartet werden. Diese Situation könnte durch einen unerwarteten Ausfall entstehen, den der Microgrid-Controller nicht mit einem stabilen T2-Übergang bewältigen kann, oder der Vorgang könnte notwendig sein, wenn die Insel nicht über ausreichende Erzeugungs- oder Energiespeicherreserven verfügt, um weiterhin alle Lasten zu versorgen, und alle nicht unbedingt erforderlichen Lasten abschalten muss, bevor der Generator in Betrieb genommen wird. Darüber hinaus muss jedes BESS im Microgrid zumindest teilweise aufgeladen werden, bevor es wieder verbunden wird.

Abbildung 2: IEEE 2030.74 verlangt von Microgrid-Controllern, dass sie zwei stationäre Zustände und vier Arten von Übergängen zwischen diesen Zuständen unterstützen. (Bildquelle: National Rural Electric Cooperative Association)

Implementierung von Microgrids

Es gibt fast so viele Kombinationen von DERs und Lasten wie Microgrids, aber automatische Controller und Schaltanlagen sind gemeinsame Elemente. In großen Microgrids wie dem in Abbildung 1 dargestellten sind sie oft in eine zentrale Schaltwarte, verteilte Schaltanlagen für DERs und Lasten und bei netzgekoppelten Designs in ein Umspannwerk unterteilt, das als Schaltanlage zwischen dem Microgrid und dem Versorgungsnetz dient.

Microgrid-Controller brauchen Informationen, und um die Belastbarkeit und Nachhaltigkeit zu maximieren, müssen sie schnell sein. Die Controller verwenden ein Netzwerk von Sensoren, um die Funktion der DERs und der Lasten in Echtzeit- zu überwachen. Bei netzgekoppelten Microgrids überwacht der Controller auch den Status des lokalen Versorgungsnetzes. Sollte eine Anomalie auftreten, reagiert der Controller innerhalb von Millisekunden und sendet einen Befehl an den zugehörigen DER, die Last oder die Schaltanlage.

Die Größen der Schaltanlagen reichen von einigen kW bis zu mehreren MW und müssen innerhalb weniger Millisekunden auf die Anforderungen der Steuerungen reagieren, sonst droht ein ernsthafter Fehler. Einige Schaltanlagen sind mit intelligenten Leistungsschaltern ausgestattet, die autonom arbeiten und eine zusätzliche Schutzschicht bieten.

Bei kleineren Anlagen können Controller und Schaltanlage in einem einzigen Gerät kombiniert werden, das manchmal auch als Energiekontrollzentrum (ECC) bezeichnet wird. ECCs sind vorverdrahtet, montiert und werkseitig geprüft erhältlich. ECCs vereinfachen und beschleunigen die Installation von Microgrids und können mehrere Energiequellen verwalten, einschließlich Netzstrom und DERs mit priorisierten Lasten. Schneider Electric bietet zum Beispiel die Reihe ECC 1600 / 2500 für Microgrids im Gebäudebereich an (Abbildung 3). Zu den Merkmalen der Reihe ECC 1600 / 2500 gehören:

• Konfigurierbar auf Bestellung mit Leistungen von 100 bis 750 kW und optimierbar für bestehende oder neue Gebäude
• Funktioniert mit vielen DERs wie PV, BESS, Wind-, Gas- und Dieselgeneratoren
• Der Controller ermöglicht die Ausfallsicherheit bei Stromausfällen, einschließlich der Nutzung von PV mit einer Ankerressource wie einem Notstromgenerator oder BESS
• Automatisierte intelligente Zähler geben Einblicke in die Stromqualität, den Energieverbrauch und die DER-Erzeugung
• Schaltanlagen mit einem Stromverteilungsbus von 1600 bis 2500 A
• Cloud-basierte Analysen zur Maximierung der Ausfallsicherheit und der Investitionsrendite von DERs

Abbildung 3: ECCs vereinen den Microgrid-Controller (links) und die Schaltanlage (rechts) in einem einzigen Gerät. (Bildquelle: Schneider Electric)

Sichere Energie

Cybersicherheit ist ein wichtiger Aspekt der Energiesicherheit und -resilienz. Die Internationale Energieagentur (IEA) definiert Energiesicherheit als „die ununterbrochene Verfügbarkeit von Energiequellen zu einem erschwinglichen Preis“. Microgrids können wesentlich dazu beitragen, eine kostengünstige, sichere und widerstandsfähige Energieversorgung zu gewährleisten.

Kommunikation ist ein wesentliches Element von Microgrids. Das bedeutet Kommunikation mit der Cloud und möglicherweise mit dem lokalen Stromnetz, um die Leistung zu optimieren. Hinzu kommt, dass die verschiedenen DERs und Lasten, aus denen ein typisches Microgrid besteht, von unterschiedlichen Herstellern stammen und heterogene Kommunikationsprotokolle und -technologien verwenden. Internetvernetzung und drahtlose Technologien wie Wi-Fi sind in fast allen Microgrids zu finden und können für einen maximalen Nutzen entscheidend sein. Sie unterstützen auch Zusatzfunktionen wie die Erfassung von Wettervorhersagen und Echtzeit-Brennstoff- und -Energiepreisen.

Die Gewährleistung der Cybersicherheit ist komplex. Zusätzlich zur sicheren Hardware sind Richtlinien, Verfahren und Menschen erforderlich, um Cyber-Schwachstellen zu beheben, die es Angreifern ermöglichen, auf sensible Netzwerke und Daten zuzugreifen und sogar die Steuerungssoftware zu manipulieren, was zu einer Beeinträchtigung des Microgrid-Betriebs führen kann. Terroristen sind nur eine Sorge, es gibt auch Konkurrenten oder skrupellose Mitarbeiter. Es kann zu Bedienungsfehlern kommen, die Netze können aufgrund veralteter Software unbekannte Lücken aufweisen, usw. (Abbildung 4). Cybersicherheit darf nicht auf die lange Bank geschoben werden. Sie muss von Anfang an in alle Aspekte der Hardware, Software und Prozesse des Microgrids integriert werden, um effektiv zu sein.

Abbildung 4: Schwachstellen durch Menschen, Prozesse und Lücken in der physischen Sicherheit können Microgrid-Angriffsvektoren darstellen. (Bildquelle: Schneider Electric)

Zusammenfassung

Microgrids integrieren zahlreiche DERs und Lasten in ein einziges System, um die energetische Nachhaltigkeit und Widerstandsfähigkeit zu maximieren. Verschiedene Microgrid-Architekturen können verwendet werden, um spezifische Energie- und Vernetzungsanforderungen zu erfüllen. Die steigende Anzahl an Microgrids und die zunehmende Verbreitung von DERs haben zu einer Weiterentwicklung des IEEE1547-Verbindungsstandards geführt und den Fokus auf die Cybersicherheit von Microgrids verstärkt.