Was Smart-Grid-Versorger wirklich brauchen
Im Mai 2016 ging eine unauffällige Meldung über den Beginn des Verbrauchshandels auf dem Energiemarkt durch die Presse. Mit anderen Worten: Die Verbraucher erhalten eine Vergütung für den zugeteilten Verbrauch. Leider ist dies eines der ersten greifbaren Ergebnisse der „20-20-20-Strategie“ der Europäischen Kommission.
Die Herausforderung der Energieinvestitionen
Die Schlüsselfrage ist, wie die notwendigen Investitionen in den Energiesektor, wie z.B. neue Verteilungsleitungen, Backup, Schutz vor negativen Einflüssen der erneuerbaren Energien usw., finanziert werden sollen.
Werfen wir einen Blick auf die langfristigen Auswirkungen der Strategie… man sagt, dass der Weg zur Hölle mit guten Vorsätzen gepflastert ist. Das Hauptziel der Strategie 20-20-20 war die Verringerung des Kohlendioxid-Fußabdrucks – und das wird auch erreicht werden -, aber die Auswirkungen sind definitiv nicht durchweg positiv.
Netzinstabilität und Regulierung von Ungleichgewichten
Zu den wichtigsten negativen Auswirkungen gehören der Energieüberfluss von Netzen mit niedrigerer zu denen mit höherer Spannung und die erheblichen Auswirkungen der Ungleichgewichtsregelung auf das Netz. Beide Effekte gehen Hand in Hand, und die Art und Weise, sie zu beheben, ist sehr ähnlich.
Anstatt Forschung und Entwicklung, Netzmodernisierung und Systemsteuerung in einer geprüften evolutionären Weise fortzusetzen, wurde eine Methode gewählt, die auf der Idee basiert, dass Technologie mächtig ist und alle Herausforderungen lösen wird.
Die Realität der Einführung intelligenter Zähler
Sofort wurde eine Telekommunikationslösung (d. h. Normung und Interoperabilität) gefordert, aber die Entwicklung eines solchen Prozesses hat lange auf sich warten lassen. Die „perfekten“ Systeme, die in der Theorie und in der akademischen Welt vorgeschlagen wurden, zeigten schöne Studien, die viel Lob für diese vorgeschlagenen Lösungen enthielten, aber nur wenige Anwendungen im wirklichen Leben.
Auf der Grundlage der 20-20-20-Strategie sollte die Einführung intelligenter Zähler in den meisten europäischen Ländern bereits weit fortgeschritten sein. Diese Zähler sollten alle möglichen Probleme lösen. Aber haben sie das wirklich? Die Einführung, die mit viel Beifall begann, wurde schnell beendet, und es sieht nicht so aus, als würde sie fortgesetzt.
Der Mythos der Interoperabilität
Interoperable Systeme erfüllen nicht die Anforderungen der heutigen Energiewirtschaft. Sie sind nicht in der Lage, bei Masseneinführungen eine schnelle Reaktion zu bieten. Andere „interoperable“ Systeme, die behaupten, offen, schnell und robust zu sein, sind nur unter der Bedingung geeignet, dass Sie in Zukunft keine neuen Systeme benötigen. In vielen Fällen existiert die erwähnte Interoperabilität nur auf dem Papier, nicht im wirklichen Leben.
Mehrere Versorgungsunternehmen waren auch von einem System begeistert, das höhere Kommunikationsraten versprach, nämlich BPL mit Breitbandanschluss. Dieses System ist jedoch weder genormt noch interoperabel, und aufgrund seiner hohen Störanfälligkeit, seiner geringen Überspannungsfestigkeit und seiner geringen Kommunikationsreichweite ist seine Einführung unmöglich.
Ein Weg nach vorn: Bewährte Standards
Wie geht es dann weiter? Diejenigen, die sich mit Forschung und Entwicklung beschäftigen, wissen, dass der Fortschritt von Sackgassen und Fehlstarts begleitet wird, und sie sind von der heutigen Situation nicht überrascht. Der einzige Standard, der sich über seine gesamte Lebensdauer bewährt hat, ist der OBIS-Code.
Dank dieser Codes ist jeder Teilnehmer in der Lage, mit jedem anderen zu sprechen, was positiv zu bewerten ist. Darüber hinaus wurde es auf der universellen Kommunikationsplattform – PLC – in einem definierten Frequenzbereich von 9-130kHz mit robuster Modulation und ausgereifter Fehlerkorrektur erprobt.
Die Rolle der Datenkonzentratoren
Dies ist die einzige Plattform, die in der Lage ist, alle Verbraucherabgabestellen auf der Hochspannungsebene zu bedienen. Die grundlegende Anforderung ist nicht die Kommunikationsgeschwindigkeit, sondern die Robustheit und Stabilität des Kommunikationskanals.
Die durchgeführten Pilotprojekte haben gezeigt, dass eine sorgfältige Auswahl der übertragenen Daten notwendig ist. Es wird angestrebt, proprietäre Protokolle zu verwenden, die (wenn sie sich bewährt haben) als Standard verwendet werden könnten, wie es auch im Telekommunikationssektor üblich ist.
Bewältigung der Netzkomplexität
Die Merkmale und das Verhalten von Verbrauchszählern führen dazu, dass eine mehrstufige Kommunikationskette geschaffen werden muss. Dies wird die Übertragung negativer Probleme (Überläufe/Ungleichgewichte) in die oberen Schichten verhindern.
In einem alten Stromnetz mit erheblichen Änderungen der Topologie muss die Migration von E-Zählern berücksichtigt werden, und neue Stromnetze mit Kabelleitungen leiden unter Überhitzung. Es ist daher klar, dass es ein Gerät über dem PLC-Netz geben muss, d.h. einen Datenkonzentrator, der Anfragen aus dem PLC-Netz autonom löst und darüber hinaus über eine ausreichende Rechenkapazität für die Anwendung der verteilten Steuerung verfügt.
Die Notwendigkeit einer dezentralen Kontrolle
Aufgrund der Dynamik des Energieüberflusses, der vor allem von den Photovoltaikanlagen auf der Verteilerebene ausgeht, ist es nicht möglich, die Steuerung auf zentraler Ebene zu realisieren – dies muss auf der Ebene der PLC-Ebene geschehen.
Pilotprojekte haben gezeigt, dass die von der Zentrale aus über ein einfaches Gateway realisierte Datenerfassung selbst bei einer geringen Anzahl von Verbraucherabgabestellen nicht richtig funktioniert. Die Erfahrungen aus diesen Projekten haben daher bei der Definition der Anforderungen an Datenkonzentratoren und deren erfolgreicher Validierung geholfen.
Wie lassen sich Überläufe und Ungleichgewichte lösen?
Die einzige Möglichkeit ist die dynamische Laststeuerung auf der Verbraucherseite. Der einzige nennenswerte Kontrollverbrauch ist die Warmwassererzeugung für Haushalte (aufgeschobener Verbrauch in Form von Akkumulation).
Wir können die Laststeuerung der Verbraucher über die Steuerung der Geräte durch eine größere Vielfalt von Tarifen erweitern. Auch das Heizen ist eine interessante Möglichkeit, allerdings ist es kein ganzjähriges Thema, und außerdem helfen Niedrigenergiehäuser in dieser Hinsicht überhaupt nicht.
Schlussfolgerung
Aus den Pilotprojekten ergeben sich eine Reihe von Forderungen, die für die Lösung der grundlegenden Anforderungen der Versorgungsunternehmen zu Beginn des dritten Jahrtausends notwendig sind. Sie lauten:
- Definition der rationalen und garantierten Latenzzeit für die Befehlsausführung
- Notwendigkeit einer verteilten Steuerung auf unteren Ebenen aufgrund der hohen Dynamik negativer Effekte im Stromnetz
- Angebot der Gerätekontrolle an die Endnutzer, so dass es für beide Seiten von Vorteil wäre
- Offenheit des Endgerätes (E-Meter) aufgrund der zukünftigen Entwicklungsdynamik und neuer, zukünftig geforderter Eigenschaften
Täglich sind wir von negativen Auswirkungen in der Energiewirtschaft betroffen, die durch politische Entscheidungen noch verstärkt werden. Und ihre Zahl wird in Zukunft noch zunehmen. Lassen Sie uns realisierte Pilotprojekte ohne Lobbydruck analysieren und Lösungen wählen, die sich als Lösung für die oben genannten Forderungen der Versorgungsunternehmen bewähren.