Mit Elektrifizierung und Automatisierung zu effizienteren und nachhaltigeren Stromnetzen - Teil 1 von 2

Der Austausch traditioneller Energiequellen im Stromnetz durch nachhaltige, grüne Energiequellen wird als Elektrifizierung bezeichnet. In diesem Artikel, Teil 1 von 2, werden einige der mit der Elektrifizierung verbundenen Herausforderungen erörtert und wie die Automatisierung zu ihrer Effizienz und Nachhaltigkeit beitragen kann. In Teil 2 dieser Serie geht es um die Zertifizierungen LEED (Leadership in Energy and Environmental Design) und ZEB (Zero Energy Building) und darum, wie sie den Kohlenstoffausstoß verringern und die Nachhaltigkeit verbessern können.

Unter Elektrifizierung versteht man den Ersatz von Systemen, die fossile Brennstoffe wie Öl, Kohle und Erdgas zur Stromerzeugung nutzen, durch Photovoltaik (PV) und andere umweltfreundliche Technologien sowie den Ersatz von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor durch Elektrofahrzeuge (EV). Elektrifizierte Systeme sowie der Einsatz von Automatisierungssystemen, die alles miteinander verbinden und intelligente Netze (Smart Grids) und Microgrids unterstützen, sind wichtige Faktoren, die die Gesellschaft auf dem Weg in eine nachhaltigere und grünere Zukunft voranbringen.

Das heutige Stromnetz ist nicht dafür ausgelegt, eine große Anzahl von E-Fahrzeugen zu laden, und es wird erwartet, dass Smart Grids und Microgrids die entscheidenden Technologien sein werden, die benötigt werden, um den weit verbreiteten Ersatz von ICE-Fahrzeugen durch E-Fahrzeuge zu unterstützen. In Kalifornien hat der Gouverneur vor kurzem eine Verordnung erlassen, die vorschreibt, dass bis zum Jahr 2035 alle neu verkauften Pkw und leichten Lkw emissionsfreie Fahrzeuge sein müssen. Entwickler von Smart Grids und Microgrids müssen eine ganze Reihe von internationalen Normen erfüllen, um diese Art von Aufgaben zu bewältigen. Zum Beispiel hat das IEEE über 100 Standards, die für intelligente Stromnetze (Smart Grids) relevant sind, genehmigt oder in Vorbereitung, einschließlich der mehr als 20 IEEE-Standards, die im Framework und der Roadmap für die Interoperabilität intelligenter Stromnetze des National Institute of Science and Technology (NIST) genannt werden. Zusätzlich zu den IEEE-Normen werden Microgrids durch die Microgrid-Serie IEC 62898 und andere Normen geregelt.

Dieser Artikel ist der erste von zwei Teilen. Er befasst sich mit den Herausforderungen bei der Umsetzung der Elektrifizierung, der Integration dezentraler Energieressourcen (DERs), den Gemeinsamkeiten und Unterschieden zwischen Smart Grids und Microgrids sowie mit der Frage, wie die Automatisierung deren Effizienz und Nachhaltigkeit verbessert, einschließlich der Unterstützung der allgemeinen Einführung von Elektrofahrzeugen. Zunächst wird erläutert, was DERs sind und wo sie hingehören. Abschließend wird untersucht, wie die Entstehung von Microgrids der Versorgungsunternehmen die Unterscheidung zwischen Microgrids und Smart Grids verwischt. Unabhängig von der Implementierung bietet DigiKey eine breite Palette von Produkten für die Industrieautomation, die die Elektrifizierung und die DER-Integration unterstützen. Die Zertifizierungen nach LEED (Leadership in Energy and Environmental Design) und ZEB (Zero Energy Building) stellen bedeutende Bemühungen dar, die den Wunsch der Gesellschaft nach einer Reduzierung der Kohlenstoffemissionen und einer Verbesserung der Nachhaltigkeit unterstützen.

Was ist ein DER?

Die Definition der North American Electric Reliability Corporation (NERC) lautet: „Eine dezentrale Energieressource (Distributed Energy Resource, DER) ist eine beliebige Ressource im Verteilernetz, die Strom erzeugt und nicht anderweitig in der formalen NERC-Definition des Bulk Electric System (elektrisches Versorgungsnetz) enthalten ist.“

Der Begriff Verteilernetz bezieht sich in Nordamerika auf elektrische Leitungen mit einer Spannung von 34,5 Kilovolt (kV) oder weniger, die in der Regel von Umspannwerken zu den Endverbrauchern führen. Das Energieversorgungsnetz (BPS) umfasst die in das Umspannwerk eintretenden Leitungen, die oft 100 kV und mehr über große Entfernungen führen und große Stromerzeugungsanlagen mit Verbundressourcen und Umspannwerken verbinden (Abbildung 1).

Abbildung 1: DERs gibt es im Verteilernetz (blau); andere erneuerbare Energiequellen befinden sich im Energieversorgungsnetz (grün). (Bildquelle: NERC)

DERs sind alle Systemressourcen, die nicht zum oben beschriebenen elektrischen Versorgungsnetz oder dem Energieversorgungsnetz gehören. Zu den DERs gehören also z. B. Erzeugungseinheiten wie Windturbinen und Photovoltaikanlagen, Energiespeichereinheiten, die meisten Batteriespeichersysteme (BESS), EV-Batterieladegeräte - auch EVSE genannt - und Microgrids. DERs gibt es sowohl hinter dem Stromzähler als auch direkt im Verteilernetz. Zu den DER-Quellen hinter dem Zähler gehören Photovoltaikanlagen, BESS, netzgekoppelte E-Fahrzeuge und Reservestromquellen wie große Dieselgeneratoren in Rechenzentren und anderen Standorten. Ein Microgrid ist eine besondere Art von DER.

Smart Grids, Microgrids und Elektrifizierung

Ein Microgrid ist ein DER, aber nicht alle DERs sind Microgrids. Aus der Sicht des BPS beziehen sich die Begriffe Microgrid und DER auf Arten von Stromerzeugungs- oder Speicherressourcen. Der Begriff Smart Grid bezieht sich auf die Kommunikations- und Steuerungstechnologien, die vom BPS eingesetzt werden, um einen stabilen und effizienten Betrieb zu gewährleisten. Ein weiteres Unterscheidungsmerkmal ist, dass Microgrids Erzeugungs- und Speicherressourcen sowie Lasten umfassen. Ein Smart Grid besteht in erster Linie aus Erzeugungsressourcen, mit einigen Speichern, aber ohne Lasten. Das Smart Grid kann mit den Verbrauchern kommunizieren, aber sie sind vom Netz getrennt.

Die Elektrifizierung wirkt sich auf unterschiedliche Weise auf Microgrids, das BPS und Smart Grids aus. Im BPS wird die Elektrifizierung zu einem bestehenden Netz hinzugefügt und kann bei unsachgemäßer Handhabung unbeabsichtigte negative betriebliche Folgen haben. Hier kommt die Smart-Grid-Technologie ins Spiel.

Zwei-Wege-Kommunikation und -Steuerung sind das Hauptunterscheidungsmerkmal von Smart Grids. Zu diesen Kontrollsystemen gehören Sensoren zur Überwachung der Netzstabilität und moderne Zähler zur Überwachung der Stromnachfrage. Außerdem verwenden sie eine Reihe von steuerbaren Schalt- und Netzqualitätsgeräten zur Steuerung der Stromflüsse. Die Sensoren sind von entscheidender Bedeutung, um eine stärkere Durchdringung der erneuerbaren Energien (EE) und die Elektrifizierung des Stromnetzes zu ermöglichen und die Netzstabilität zu gewährleisten. Darüber hinaus unterstützen die Sensoren und Steuerelemente eine schnellere und effektivere Reaktion auf Leistungsstörungen und ermöglichen den Ausgleich und die Sicherung des Netzes, insbesondere in Zeiten der Spitzennachfrage und bei schwankender Verfügbarkeit von EE. Intelligente Netztechnologien unterstützen auch die Koordinierung und Integration von Microgrids mit dem Verteilernetz und dem BPS.

Umgekehrt ist ein Microgrid so konzipiert, dass es Elektrifizierungstechnologien wie EE-Quellen, BESS und EVs aufnehmen kann. Microgrids und Smart Grids erfordern automatische Steuerungen, einschließlich eines Systems für das Management verteilter Energieressourcen (DERM).

DERMs sind ein Muss

DERMs und Automatisierung werden in Smart Grids und Microgrids unterschiedlich definiert und umgesetzt. Smart Grids umfassen verschiedene Erzeugungsquellen und Stromverbraucher, die über ein großes Gebiet verteilt sind, mit einem zentralen Kontrollzentrum für das Netzmanagement (Abbildung 2). Das Netzmanagement ist das Schlüsselkonzept für die intelligente Netzsteuerung im BPS. Bestehende Stromversorgungsnetze wurden konzipiert und gebaut, bevor die Notwendigkeit bestand, die Elektrifizierung zu unterstützen, und sie können unzuverlässig arbeiten, da die disponierbare (steuerbare) fossile Stromerzeugung zunehmend durch unvorhersehbare (und daher weniger steuerbare) EE-Quellen ersetzt wird. Darüber hinaus ist das Laden einer großen Anzahl von E-Fahrzeugen meist nicht disponierbar und kann vom Energieversorger nicht direkt gesteuert werden. Die zentralisierte, automatisierte Steuerung, die durch die Smart-Grid-Technologie ermöglicht wird, ist erforderlich, um die Tatsache auszugleichen, dass die für die Elektrifizierung und das Laden von Elektrofahrzeugen genutzten EE-Quellen nicht so vorhersehbar sind wie herkömmliche Versorgungsnetzelemente.

Abbildung 2: Ein Smart Grid stützt sich auf automatisierte Steuerungen und DERMs für das Netzmanagement in Echtzeit. (Bildquelle: ETAP)

Smart-Grid- und Microgrid-Controller benötigen Informationen von verschiedenen Sensoren, um die angeschlossenen Ressourcen in Echtzeit zu überwachen. Mit dem Aufkommen von EVs und EVSEs werden die Controller auch zur Steuerung des Energiebedarfs beim Aufladen eingesetzt und können die Fahrzeug-zu-Netz-Kommunikation (Vehicle-to-Grid, V2G) nutzen, um den Anschluss von EVs an das Netz oder ein Microgrid zu koordinieren, um zusätzliche Energiespeicherkapazität bereitzustellen.

Zusätzlich zur Überwachung des Status der angeschlossenen Ressourcen müssen die Steuerungen für netzgekoppelte Microgrids auch den Status des lokalen Versorgungsnetzes überwachen. Schaltanlagen sind ein wesentlicher Bestandteil von Smart Grids und Microgrids und müssen innerhalb von Millisekunden reagieren, um einen robusten Betrieb zu gewährleisten. Die Größe der Schaltanlagen reicht von einigen Kilowatt (kW) für kleine Microgrids bis zu mehreren Megawatt (MW) für große Microgrids und das Versorgungsnetz. Bei kleinen Microgrids können die Schaltanlage und die Steuerung im selben Schrank untergebracht werden, was die Kosten senkt und die Installation beschleunigt. Zu den DERMs für Smart Grids und Microgrids gehört die intelligente Messung der Energieerzeugung und des Energieverbrauchs, die von Cloud-basierten Analysen genutzt wird, um die wirtschaftlichen Vorteile von DERs zu maximieren und ein hohes Maß an Widerstandsfähigkeit zu unterstützen. Die genaue Architektur von DERMs kann für verschiedene Arten von Microgrids variieren.

Microgrid-Varianten

Microgrids können nach ihren Anwendungen und ihrer Architektur klassifiziert werden. Die drei Microgrid-Architekturen sind dezentral, vernetzt und netzgekoppelt. Abgelegene Microgrids befinden sich beispielsweise auf Inseln oder in abgelegenen Bergbau- und Landwirtschaftsbetrieben. Sie werden auch als netzunabhängige Microgrids bezeichnet und sind physisch von jedem Stromnetz getrennt. Sie müssen völlig autark sein.

Vernetzte oder verschachtelte Microgrids sind Netzwerke aus mehreren einzelnen DERs oder Microgrids, die an ein gemeinsames Versorgungsnetz angeschlossen sind. Sie werden in der Regel durch ein zentrales Überwachungssystem gesteuert, das die Anforderungen des Microgrid-Betriebs mit der Unterstützung des allgemeinen Versorgungsnetzes in Einklang bringt. Der Controller ordnet den Microgrids und den DERs häufig eine Hierarchie der Wichtigkeit zu, um sicherzustellen, dass die kritischsten Elemente geschützt werden. Zu den Anwendungen für vernetzte Microgrids gehören Community-Microgrids, Smart Cities und die neue Kategorie der Microgrids für Versorgungsunternehmen.

Vernetzte Microgrids sind eine Unterkategorie der netzgekoppelten Microgrids. Alle netzgekoppelten Mikronetze sind physisch mit dem Verteilernetz verbunden und verfügen über eine Schaltvorrichtung am Punkt der gemeinsamen Kopplung (PCC), an dem die Verbindung zum Verteilernetz erfolgt. Im Normalbetrieb ist ein netzgekoppeltes Microgrid an das Verteilungsnetz angeschlossen. Es kann Dienstleistungen für das Netz erbringen, wie Frequenz- und Spannungsregulierung, Real- und Blindleistungsunterstützung und Nachfragereaktion, um Kapazitätsengpässe abzufedern.

Im Inselbetrieb ist das Microgrid nicht an das Versorgungsnetz angeschlossen. Die Inselbildung kann aufgrund einer Unterbrechung des Verteilernetzes oder aus anderen Gründen wie Wartungsarbeiten erfolgen. Beim Übergang vom Inselbetrieb zum Netzbetrieb müssen diese Microgrids die Frequenz des Verteilernetzes erfassen und den Betrieb synchronisieren, bevor sie wieder angeschlossen werden.

Es gibt zahlreiche Anwendungen für Microgrids, wie z. B. Universitätsgelände, Krankenhäuser und medizinische Zentren, kommerzielle Einrichtungen, Gemeinden und Industrieanlagen. Die neueste Anwendungskategorie sind Microgrids für Versorgungsunternehmen (Abbildung 3).

Abbildung 3: Microgrids werden häufig nach ihrer Anwendung kategorisiert. (Bildquelle: Siemens)

Verwischung der Grenzen

Es werden Microgrids von Versorgungsunternehmen eingesetzt, die die Grenze zwischen Smart Grids und Microgrids verwischen. Dabei ändert sich die Definition eines DER von einer verteilten Energiequelle zu einer dedizierten Energiequelle. Microgrids von Versorgungsunternehmen sollen Stromausfälle aufgrund von extremen Wetterereignissen, Waldbränden und anderen unvorhergesehenen Herausforderungen reduzieren. Bei den bestehenden Netzarchitekturen sind große Teile des Netzes aus Sicherheitsgründen bei extremen Ereignissen stromlos geschaltet.

Eine wichtige und unglückliche Auswirkung dieser ungeplanten und ausgedehnten Stromausfälle ist, dass sie von der Nutzung von E-Fahrzeugen abhalten. Microgrids für Versorgungsunternehmen werden als Schlüssel für eine breite Akzeptanz von Elektrofahrzeugen angesehen. So hat Southern California Edison (SCE) die Entwicklung von Microgrids für die öffentliche Sicherheit vorgeschlagen, um die Verfügbarkeit von Strom bei Waldbränden so weit wie möglich aufrechtzuerhalten. Andere Versorgungsunternehmen bezeichnen die neue Netzarchitektur als Community-Microgrids (Abbildung 4).

Abbildung 4: Microgrids für Versorgungsunternehmen können eine Vielzahl von Anlagen umfassen, die sich über relativ große geografische Gebiete erstrecken und die Grenze zwischen traditionellen Microgrids und Smart Grids verwischen. (Bildquelle: Edison International)

Die Möglichkeit des Inselbetriebs von Microgrids für Versorgungsunternehmen ist der Schlüssel zur Verbesserung der Stromverfügbarkeit auf einer detaillierteren Ebene, als dies derzeit möglich ist. Es wird erwartet, dass es in einem breiten Spektrum von Microgrid-Größen eingesetzt werden kann, von kompletten Wohnsiedlungen bis hin zu öffentlichen Einrichtungen, einschließlich Schulen und anderen strategischen Orten wie Feuerwehrstationen, medizinischen Zentren und Evakuierungszentren. EVSE-Installationen sind ein entscheidender Bestandteil der Konzepte der meisten dieser kommunalen Microgrids. Die EVSE sollen den Netzanschluss von E-Fahrzeugen als zusätzliche Stromquelle und zum Laden von E-Fahrzeugen unterstützen.

Fazit

Die Elektrifizierung ist notwendig, um nachhaltigere Stromnetze zu gewährleisten und die Senkung der CO₂-Emissionen voranzutreiben. Viele Elektrifizierungstechnologien wie PV-Energie und EVs sind nicht so vorhersehbar wie die traditionellen Ressourcen, die sie ersetzen. Das bedeutet, dass die Elektrifizierung durch fortschrittliche Sensornetzwerke und automatisierte Kontrollsysteme in Smart Grids und Microgrids unterstützt werden muss.