100-prozentig systemfähig

Spezial

Virtuelle Kraftwerke - Drei Jahre lang haben sich das Fraunhofer IWES und Industrievertreter mit Netzstabilität bei 100 Prozent Ökostrom befasst. Vor allem Frequenz- und Spannungshaltung wurde untersucht. Das Resultat: Erneuerbare können ausreichend Systemdienstleistungen erbringen.

13. Oktober 2014

Das Studienszenario wurde mit den realen Wetterdaten des Jahres 2007 durchgespielt, um für jede Stunde des Jahres einen exakten Zustand des Versorgungssystems untersuchen zu können.

Die wichtigsten Energieträger dieses Zukunftsszenarios sind Wind und Sonne, die mit 53 und 20% gemeinsam knapp drei Viertel der gesamten Energieerzeugung beisteuern. Weitere Erzeuger sind Bioenergie mit etwa 10%, Wasser- und Geothermiekraftwerke sowie Batterien als Speicher und Gaskraftwerke, die aus mittels überschüssigem Wind- oder Solarstrom hergestelltem Methan sowie Biomethan gespeist werden.

600Terrawattstunden verbrauch

Als Wert für den Stromverbrauch wurde angenommen, dass im Vergleich zu heute die Effizienz zugenommen hat; die daraus folgende Verbrauchsreduktion wird aber nach Ansicht der Forscher durch neue Verbraucher wie E-Autos, Klimaanlagen und Power-to-heat-Kessel konterkariert. Insgesamt ergibt sich für das 100%-EE-Szenario ein Jahresstromverbrauch von rund 600TWh; das entspricht der aktuellen Größenordnung.

Ferner wurde angenommen, dass rund ein Drittel der PV-Anlagen mit Akkubatterien ausgestattet sind. Der Fokus der Untersuchung lag auf dem deutschen Stromnetz. Ein Austausch im europäischen Verbundnetz wurde in den Tests zugelassen, aber begrenzt, um die Versorgungssicherheit in Deutschland nicht auf Anlagen im Ausland abzuwälzen, wie es in dem Anschlussbericht heißt. Überraschend ist, dass in der Untersuchung angenommen wird, dass neben Deutschland auch das restliche Europa die Energiewende vollzogen habe: „(…) für Resteuropa [wurden] solche Wind- und Solarkapazitäten angenommen, dass sich Europa ebenfalls rein erneuerbar mit Strom versorgen könnte“, so die Autoren in dem Bericht.

Europa vollständig Erneuerbar

Stromexport nach Deutschland war nur bei Deckungslücken im erneuerbaren Resteuropa erlaubt, Stromimport nach Deutschland nur bei Überschüssen regenerativer Energie im Ausland. Über das gesamte Jahr glichen sich Im- und Exporte aus. Auf Basis dieser Simulation konnten die Forscher nach eigenen Angaben den Bedarf an Systemdienstleistungen ermitteln und Berechnungen zur Systemstabilität sowie beispielsweise zu notwendigen Netzausbaumaßnahmen anstellen. »Die Untersuchungen zeigen, dass die heutige Versorgungsqualität auch mit einer intelligenten Kombination aus erneuerbaren Energien, Speichern und Backupkraftwerken mit erneuerbarem Gas erreichbar ist. Dazu muss das System aber technisch und regulatorisch weiterentwickelt und konsequent auf die erneuerbaren Energien ausgerichtet werden«, so Kaspar Knorr, Projektleiter beim Fraunhofer IWES, in einer Mitteilung des Konsortiums.

Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, müssen dezentrale EE-Anlagen mit sicheren und leistungsfähigen Kommunikationsstandards überwacht und gesteuert werden, heißt es in dem Abschlussbericht.

Dynamische Regelbedarfsermittlung

Laut Abschlussbericht zeigen die Untersuchungsergebnisse, dass künftig die Vorhersagefehler der PV- und besonders der WEA-Einspeisung das Gros des Bedarfs an Regelleistung ausmachen. Mittels einer dynamischen Bedarfsdimensionierung, die täglich für die Stunden des Folgetags mit Hilfe von Prognosen den Regelleistungsbedarf festlegt - etwa keine Regelleistungsvorhaltung für Windfluktuationen, wenn kein Wind weht -, würde es laut Untersuchung gegenüber heute zu keiner Erhöhung des durchschnittlichen Regelleistungsbedarfs bei 100% erneuerbaren Energien kommen.

In einzelnen Stunden kann der Bedarf jedoch deutlich über dem heutigen Bedarf liegen. Würde die derzeitige Methode beibehalten werden, das heißt Dimensionierung der Regelleistung anhand des maximalen Bedarfs im vorangegangenen Quartal, würde sich der Bedarf gegenüber heute ungefähr verdoppeln. »Daher wird die Einführung der dynamischen Bedarfsdimensionierung empfohlen«, so die Autoren. Die Rahmenbedingungen des Regelleistungsmarktes, beispielsweise hinsichtlich der Größe und der Fristen der Ausschreibungen, aber auch der erforderlichen Kommunikationstechnik und Zertifizierungsverfahren, sind bislang noch auf konventionelle Kraftwerke ausgerichtet und verhindern nach Ansicht der Untersuchung eine konstruktive Teilnahme regenerativer Energien.

Der Rückgang der rotierenden Masse kann durch die zunehmende Einspeisung über Umrichter kompensiert werden, heißt es. Insgesamt wurden sechs Arten von Regelleistung simuliert: positive und negative Primär- und Sekundärregelleistung sowie Minutenreserve.

Verkürzte Aktivierungszeiten

Den Untersuchungsergebnissen zufolge erscheint die dynamische Frequenzhaltung in den genannten Szenarien möglich. Es wird aber angeregt, künftig die Anforderungen an die Bereitstellungszeit für Regelleistungen nach Art des Energieträgers zu differenzieren.

Für Erneuerbare und Speicher sollte im Rahmen der technischen Möglichkeiten eine Verkürzung der Aktivierungszeiten vorgesehen werden, empfehlen die Wissenschaftler und Experten der beteiligten Industriefirmen. »Die Ergebnisse der Tests mit realen Anlagen und räumlich einmalig hoch aufgelösten Simulationen zeigen, dass ein zukünftiges System allein auf Basis Erneuerbarer Energiequellen die heute gewohnte Versorgungsqualität erbringen kann«, so die Autoren in ihrem Abschlussbericht.

Standortgenaues Szenario

Das vom IWES geführte Projektkonsortium entwickelte ein räumlich einmalig hoch aufgelöstes Zukunftsszenario, in welchem viele Stromerzeuger und Verbraucher standortgenau vermerkt sind, heißt es in einer Mitteilung des Konsortiums.

Neben dem Fraunhofer IWES waren auch Solarworld, Siemens und der Deutsche Wetterdienst an dem Projekt beteiligt. Beim Netzengpassmanagement ergaben die Auswertungen, dass teilweise Redispatch-Leistungen im Umfang von mehreren GW notwendig sind, um einen sicheren Systembetrieb sicherzustellen.

Netzausbau muss sein

»Zur Herstellung der (n-0)-Sicherheit wurden 3.800km AC-Leitungen über Dena 1 und NEP 2032 B hinaus gebaut«, heißt es im Abschlussbericht. Um einen Netzdatensatz zu erreichen, bei dem es in allen 8.760 Stunden des Jahres in keinem (n-1)-Fall zu Inselnetzbildung, Spannungsbandverletzungen oder mangelnden Redispatch-Potenzialen kommt, ist laut Untersuchung ein weiterer AC-Netzausbau an besonders kritischen Stellen im Umfang von 1.000km notwendig. Der Versorgungswiederaufbau nach einem Netzausfall erfolgt heutzutage noch durch die Großkraftwerke von oben nach unten. Die Stromerzeugung wird sich jedoch im Zuge der Zunahme von erneuerbaren Energien von den höheren Spannungsebenen auf die niedrigeren Ebenen verlagern. Auch wenn dann der Versorgungswiederaufbau weiterhin von oben nach unten erfolgen kann, kommt dem Versorgungswiederaufbau von unten nach oben eine höhere Bedeutung zu. Im Labor wurde der Versorgungswiederaufbau eines Verteilnetzes erfolgreich durchgeführt. Die Testergebnisse lassen sich jedoch nicht anstandslos auf reale Verteilungsnetze übertragen, sondern gelten nur für die untersuchte Testkonfiguration, so die Autoren des Abschlussberichts.

Wiederaufbau über Verteilnetz

»Für den Versorgungswiederaufbau eines Verteilungsnetzes aus sich heraus muss dort wenigstens ein Stromerzeuger vorhanden sein, der sich bei einem Stromausfall im Eigenbedarf fängt oder schwarzstartfähig ist und netzbildend wirken kann.« Batterien könnten nach Ansicht der Studienautoren die Schwarzstartfähigkeit des Stromversorgungssystems deutlich erhöhen und zur Bildung von kleinen Inselnetzen beitragen, etwa bei einzelnen Gebäuden. (hd)

Erschienen in Ausgabe: 08/2014