Verteilen und Speichern von Energie im Smart Grid - Alcatel-Lucent ...

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Verteilen und Speichern von Energie im Smart Grid - Alcatel-Lucent ...

Verteilen und Speichern von Energie

im Smart Grid

Stefan Tenbohlen, Harald Orlamünder, Christian Müller-Elschner

Stiftungs-Verbundkolleg 93


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Verteilen und Speichern von Energie

im Smart Grid

Inhaltsverzeichnis

Herausforderungen und Lösungen für die

elektrischen Energieversorgungsnetze 3

Stefan Tenbohlen

Impressum

Stiftungsreihe 93

Redaktion

Dr. Dieter Klumpp

(Leitung)

Petra Bonnet M.A.

Harald Orlamünder

Der Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnik

in Stromnetzen - ein Nachhaltiges Energieinformationsnetz.

Aspekte der technischen Kommunikation mit Schwerpunkt

Verteilnetzautomatisierung und Elektromobilität 11

Harald Orlamünder

Druck der Broschüre

DCC Kästl GmbH & Co. KG

Smart und Safe – Intelligente Speichersysteme im Verteilnetz 57

Christian Müller-Elschner

Alle Rechte vorbehalten

Alcatel-Lucent Stiftung

Stiftungsverbundkolleg e.V.

© 2011

Postadresse

Alcatel-Lucent Stiftung

Lorenzstraße 10

70435 Stuttgart

Stiftungsverbundkolleg e.V.

Im Birkenwald 6

70435 Stuttgart

ISSN 0932-156x


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Herausforderungen und Lösungen für die

elektrischen Energieversorgungsnetze

Stefan Tenbohlen

Die Rahmenbedingungen der Erzeugung und

Verteilung elektrischer Energie und die dazugehörige

Technologie befinden sich in einem stetigen

Wandel. Während der letzten Dekaden des

19. Jahrhunderts stritten die beiden Amerikaner

Thomas Alva Edison und George Westinghouse

im sogenannten Stromkrieg um die Technologie

der Netze. Edison bevorzugte die Gleichspannung

und zog mit nicht gerade zimperlichen PR-

Kampagnen gegen Westinghouse zu Felde. Tiere

wurden mit Wechselspannung getötet, um die

Gefahren dieser Technik zu belegen. Edison ersann

eigens das Verb „to westinghouse“ dafür.

Nachdem Oskar von Miller 1891 die Überlegenheit

der Wechselspannung durch Übertragung

einer Leistung von 70 kW von Lauffen am Neckar

176 km weit nach Frankfurt am Main gezeigt hatte,

konnte auch Westinghouse mit Nikolai Teslas

Hilfe den Stromkrieg für sich und die Wechselspannung

entscheiden. Allerdings erlebt die

Gleichspannungstechnik durch die technische

Entwicklung der Leistungselektronik in den letzten

Jahrzehnten wieder eine wachsende Verbreitung.

Doch dazu später mehr.

Die Herausforderungen des 21. Jahrhunderts an

die Energieversorgung sind seitdem ungleich

Bild 1: Installierte Leistung erneuerbarer Energiequellen in

Deutschland [1]

größer geworden. Während die elektrische Energieversorgung

zum ausgehenden 19. Jahrhundert

noch eine Nischenanwendung war, ist sie

heute umfassend und selbstverständlich. Große

Veränderungen der Energieversorgungssysteme

sind unumgänglich, wie wir im Folgenden noch

sehen werden. Sie werden Investitionen in Milliardenhöhe

erfordern.

Die wohl gewaltigsten Veränderungen ergeben

sich aus der globalen Klimaerwärmung durch

Verbrennung fossiler Energieträger. Um sie aufzuhalten

oder zumindest den Temperaturanstieg

abzumildern, ist eine signifikante Absenkung der

CO2-Emissionen erforderlich. Um dieses Ziel zu

erreichen, soll nach den Zielen der Bundesregierung

2020 der Anteil der erneuerbaren Energien

am Strommix 30 % betragen. In Bild 1 ist die

prognostizierte Entwicklung der installierten Leistung

erneuerbarer Energiequellen in Deutschland

dargestellt. Den Großteil wird hierbei die Windenergie

bilden. Auch die Photovoltaik wird dank

Subventionen und fallender Kosten weiterhin zulegen.

Bei der Wasserkraft ist nur noch ein geringer

Zuwachs durch Modernisierungsmaßnahmen

und Neubau zu erwarten, da ein Großteil der geeigneten

Standorte bereits genutzt wird. Die Biomasse

besitzt noch ein großes Potenzial, obgleich

hier eine gewisse Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion

besteht.

Schon 2014 könnte die Jahreshöchstlast Deutschlands

(ca. 80 GW) durch erneuerbare Energien

gedeckt werden. Allerdings muss natürlich beachtet

werden, dass auf Grund der stochastischen

Einspeisung nur ein geringer Anteil als gesichert

angesehen werden kann. Daher ist konventionelle

Kraftwerksleistung als Reserve bereit

zu halten.


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Ausbau des Übertragungsnetzes

Das Übertragungsnetz transportiert die elektrische

Energie von den Kraftwerken zu den Lastschwerpunkten.

In Deutschland werden hierfür

im Höchstspannungsnetz Wechselspannungen

von 220 kV oder 380 kV genutzt. Der Ausbau der

Offshore-Windenergie und die zunehmende Abkehr

vom Prinzip der Erzeugung in der Nähe der

Verbraucher erfordern auch einen Ausbau der

Übertragungskapazität des Netzes. Schon heute

müssen wegen Netzengpässen in Norddeutschland

Windparks zeitweise abgeschaltet werden.

Die Basis für die Netzausbauplanung zur Integration

der Windenergie bilden zwei Netzstudien der

Deutschen Energie-Agentur (DENA) aus den Jahren

2005 und 2010 [2, 3]. Laut der ersten Studie

(DENA I) müssen bis 2010 zusätzlich 461 km und

bis 2015 weitere 390 km neue Leitungstrassen

gebaut und zusätzlich bestehende verstärkt werden.

Die Kosten für diesen Netzausbau wurden

auf 1,1 Mrd. Euro geschätzt. Nach DENA II müssen

bei Einsatz etablierter 380-kV-Freileitungstechnik

bis zum Jahr 2020 insgesamt 3600 km Höchstspannungstrassen

neu gebaut werden. Die Kosten

für diese Basisvariante betragen einschließlich

des Anschlusses der Offshore-Windparks insgesamt

9,7 Milliarden Euro. Ohne diese Maßnahmen

ist der wachsende Anteil Erneuerbarer

Energien nicht vernünftig in das Netz einzubinden.

Den Vorgaben der DENA-Studie hinkt die Realität

aber weit hinterher. Die für das Genehmigungsverfahren

erforderlichen Zeiten übersteigen

die Zeit für den Trassenbau um den Faktor

fünf. Selbst wenn die Bauanträge genehmigt

sind, können Klagen von Anwohnern oder

Grundstücksbesitzern die Projekte über Jahre

verzögern.

Bild 2: Übertragungsnetz und Ausbauempfehlungen

zur Integration von Windenergie [2]

Systemdienstleistungen

Innerhalb eines elektrischen Energieübertragungsnetzes

müssen zu jedem Zeitpunkt Erzeugung

und Verbrauch elektrischer Energie im

Gleichgewicht sein. Ist der Verbrauch niedriger

als die Erzeugung, dann steigt die Netzfrequenz

(Überfrequenz), weil die rotierenden Generatoren

sich durch den Leistungsüberschuss schneller

drehen. Übersteigt umgekehrt der Verbrauch die

Erzeugung, dann sinkt die Netzfrequenz (Unterfrequenz),

weil die Generatoren durch das Leistungsdefizit

abgebremst werden. Ein plötzlicher

Ausfall eines großen Kraftwerkblocks führt demnach

zum sofortigen Absinken der Frequenz. Ohne

Gegenmaßnahmen würde er zum automatischen

Abschalten von Verbrauchern bis hin zum

teilweisen oder kompletten Zusammenbruch der

Stromversorgung, einem „Blackout“, führen.


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Letzterem Leistungsungleichgewicht kann man

nur schnell entgegen wirken, indem man sofort

„positive Regelleistung” einsetzt. Die europäischen

Netzbetreiber sind deshalb zur Vorhaltung

einer sogenannten primären Regelleistung von

3000 MW verpflichtet, die innerhalb von 30 s aktiviert

werden kann. Diese Primärregelleistung

entspricht einem angenommenen Ausfall zweier

Großkraftwerke mit je 1500 kW. Zur Aktivierung

werden in den thermischen Kraftwerken, die in

der Regel angedrosselt gefahren werden, die Einlassventile

geöffnet, um mehr Dampf auf die

Turbinenschaufeln zu bringen. Außerdem werden

Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke gestartet.

Der Großteil der Erneuerbaren nahm bisher nicht

an dieser Leistungs-Frequenzregelung teil, denn

ihr Anteil an der Stromerzeugung war lange zu

gering. Zudem sind sie in der Regel entweder an

das Mittelspannungsnetz angeschlossen, das die

über durch das Übertragungsnetz ankommende

elektrische Energie in den Städten und Kommunen

verteilt, oder – wie die vielen kleinen Photovoltaik-Dachanlagen

– sogar an das Niederspannungsnetz,

das schließlich die einzelnen Gebäude

versorgt. Viele Anlagen verfügen auch nicht über

die notwendigen Regelungs- oder Kommunikationseinrichtungen,

um an der Frequenzregelung

teilzunehmen.

Inzwischen wächst der Anteil der Produzenten

regenerativer Energie stetig und wegen ihrer Volatilität

auch der entsprechende Bedarf an Regelleistung.

Vor allem die dominierende Windenergie

muss folglich in Zukunft auch sogenannte

Systemdienstleistungen im Netz bereitstellen.

Diese sind in der „Verordnung zu Systemdienstleistungen

durch Windenergieanlagen“ für Neuanlagen

ab dem 30. Juni 2010 festgeschrieben.

Neben der Bereitstellung von Blindleistung ist

auch die eingespeiste Wirkleistung ab 50,2 Hz

abzusenken. Im Bereich von 51 Hz bis 51,5 Hz

werden die Windkraftanlagen gestaffelt durch

den Überfrequenzschutz vom Netz getrennt. Dies

erfolgt dezentral an jeder einzelnen Windkraftanlage.

Generell können Windkraft und Photovoltaik bei

zu hoher Frequenz die Einspeiseleistung absenken.

Dabei geht jedoch die Energie, sofern sie

nicht gespeichert wird, verloren. Eine gesteuerte

Leistungssteigerung ist dagegen wegen der Wetterabhängigkeit

allgemein nur möglich, wenn

vorher ein gedrosselter Betrieb gefahren wurde.

Dieser ist aber natürlich bei den regenerativen

Einspeisern nicht gewollt. Die Biomasse ist hier im

Vorteil, da sie zu den steuerbaren erneuerbaren

Energien gehört. Ist im Netz ein Überangebot an

Strom, kann das Biomasseheizkraftwerk seine

Leistung herunterfahren und der Brennstoff, die

Biomasse, wird eingespart. Bei sinkender Frequenz

kann das Heizkraftwerk seine Leistung

wieder hochfahren. Wie notwendig die Beteiligung

der erneuerbaren Energien an der Netzregelung

ist, zeigen die sommerlichen Osterfeiertage

2011. Zur Zeit der Mittagsspitze wurde die

Netzlast von 41 GW zu etwa 25 % durch Photovoltaik

gedeckt. „Glücklicherweise“ war zu diesem

Zeitpunkt die Windkrafteinspeisung mit 2

GW nur sehr gering, denn nach dem Erneuerbare-Energie-Gesetz

hat Strom aus regenerativen

Quellen Vorfahrt im Netz. Damit war noch genügend

konventionelle Kraftwerksleistung am Netz,

um Lastschwankungen auszuregeln.

Integration der erneuerbaren Energien in das

Verteilnetz

Die Verknüpfungspunkte des Übertragungsnetzes

sind die Umspannwerke. In ihnen übernimmt

das Verteilnetz die Verteilung der elektrischen

Energie über zwei oder mehrere Spannungsebenen

zu den Netzstationen. Diese versorgen das

Niederspannungsnetz und die daran angeschlossenen

Verbraucher mit 400-V-Drehstrom oder

230-V-Wechselstrom. Mit steigendem Anteil er-


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neuerbarer Energie fällt dem Verteilnetz mit der

Integration der von Photovoltaikanlagen und

kleineren Windparks erzeugten elektrischen

Energie eine neue Aufgabe zu. Gerade Photovoltaik-

und Windkraftanlagen produzieren stark

vom Wetter abhängig. Bild 3 zeigt die Schwankungsbreite

der Windenergieeinspeisung durch

die Viertelstundenwerte im November 2009. Innerhalb

eines Tages schwankte diese um bis zu

12 GW. An mehreren Tagen gab es Zeiten, in denen

die Windenergie zeitweise weniger als 1000

MW einspeiste. Das ist unter dem Gesichtspunkt

der Versorgungssicherheit bedenklich, da in diese

Jahreszeit auch die Jahreshöchstlast fällt. Diese

muss die Kraftwerksleistung natürlich decken

können.

Virtuelle Kraftwerke

Das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) und das

Gesetz zur Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung

schreibt den Netzbetreibern vor, sämtliche Energie

aus solchen Quellen selbst bei einem Überangebot

ins Netz einzuspeisen und nach festgesetzten

Tarifen zu vergüten. Im Zweifelsfall müssen

konventionelle Kraftwerke heruntergefahren

werden, um dies auszugleichen. Nur wenn die

Netzstabilität gefährdet ist, darf die aus erneuerbarer

Energie eingespeiste Leistung reduziert

werden.

Mit dem wachsenden Anteil des Stroms aus

Windenergie- und Photovoltaikanlagen wächst

nun auch die Herausforderung, ihre Fluktuationen

mit Wetter und Klima auszugleichen. Die

Übertragungsnetzbetreiber sind für die Vermarktung

des Stroms aus erneuerbaren Energien verantwortlich.

Sie verwenden hierfür spezielle

Wind- und Photovoltaikprognosen. Die für den

nächsten Tag erwartete Energiemenge wird Day-

Bild 3: Volatilität der Stromerzeugung aus Windenergie: Tagesminima und Tagesmaxima der Viertelstunden-

Leistungsprofile (Quelle: BDEW)


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Bild 4: Virtuelle Kraftwerke im Smart Grid

Ahead vermarktet. Abweichungen, die sich am

folgenden Tag durch aktualisierte und damit genauere

Prognosen zeigen, werden am Intra-Day-

Markt gehandelt. Die verbleibenden Prognoseungenauigkeiten

müssen dann durch Regelenergie

ausgeglichen werden. Die regionalen Schwankungen

und Abweichungen durch Wetter und

Klima kann man jedoch gut ausgleichen, indem

man verschiedene Anlagen in einem „virtuellen

Kraftwerk“ verbindet (Bild 4). Dieser Verbund

sorgt dann für eine relativ konstante Leistung

und eine Verfügbarkeit, die durchaus vergleichbar

mit konventionellen Kraftwerken ist [5]. Eine

Zusammenfassung etwa von Windenergie- und

Solaranlagen in einer ausgedehnten Region erhöht

die Versorgungssicherheit, weil sie die

Standort- und Wetterabhängigkeit reduziert und

zugleich die Prognostizierbarkeit erleichtert. Einzelne

Wolken, die ein Solarpanel verdecken, sind

schwerer vorherzusagen als Tiefdruckgebiete,

die eine ganze Region bewölken. Allerdings müssen

die Anlagen im virtuellen Kraftwerk miteinander

kommunizieren können. So können zum

Beispiel Biogasanlagen hochfahren, um eine größere

Windflaute zu kompensieren. Bislang hatten

die Anlagenbetreiber auf dem Gebiet erneuerbarer

Energie allerdings wegen des EEG keinen Anreiz,

ihre Erzeugung dem Verbrauch anzupassen.

Kleinen Anlagen fehlen wie schon erwähnt auch

noch die notwendigen, aber aufwendigen Kommunikationsschnittstellen.

Erst die intelligente

Regelung und Kommunikation zwischen den Erzeugungseinheiten

und den Verbrauchern (Lasten)

ermöglichen den stabilisierenden Verbund in

einem intelligenten Netz (Smart Grid).


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Das Einbeziehen von Wind-, Sonnen- und Lastprognosen

in das System sowie die Verknüpfung

von intelligenten Stromzählern und steuerbaren

Verbrauchern eröffnet hier ein großes Optimierungs-potential.

Neue Technologien und sinkende

Preise im Markt für Kommunikationstechnik

haben einen deutlichen Entwicklungsschub ausgelöst.

In diesem Bereich werden auch die größten

Forschungsanstrengungen unternommen.

Die Kommunikationsinfrastruktur muss schließlich

hohe Anforderungen erfüllen, etwa Sicherheit

gegen Missbrauch und ausreichende Reaktions-geschwindigkeit.

Bislang spielen Informations-

und Kommunikationstechnologien in der

Energieversorgung noch keine große Rolle. Ihre

großen Optimierungspotenziale für den Energiebereich

zu erschließen erfordert einen erheblichen

technologiepolitischen Handlungsbedarf.

Lastbeeinflussung durch intelligente Zähler

Auch auf Seiten der Verbraucher besteht Handlungsbedarf.

Nach der Ölkrise wurde auf elektrische

Nachtspeicherheizungen gesetzt, die mit

günstigerem Nachtstrom geladen wurden. Mit

Kohle- und Kernkraftwerken war man unabhängig

vom Öl und hatte zudem die Möglichkeit, den

nächtlichen Energieüberschuss der Grundlastkraftwerke

nutzen zu können. Elektrische Nachtspeicherheizungen

sind jedoch wegen der Klimaproblematik

nicht sinnvoll, wenn der Strom aus

Kohle gewonnen wird. Es ist ineffizient, diese im

Kraftwerk zu verfeuern, aus der Wärmeenergie

mit nur rund 40% Wirkungsgrad dann elektrische

Energie zu erzeugen, nur um diese wieder in

Wärmeenergie umzuwandeln. Diese Betrachtung

ändert sich allerdings schlagartig, wenn der

Strom CO2-frei aus erneuerbarer Energie gewonnen

wird. Nachtspeicherheizungen bieten die

Möglichkeit, die Last in großem Maßstab der Erzeugung

anzupassen. Intelligente, kommunikationsfähige

Stromzähler (Smart Meter) und flexible

Tarife sind allerdings notwendig, um den Verbrauchern

auch einen Anreiz zu geben, sich mit

den verschiedenen Verbrauchern im Haushalt an

der Lastregelung zu beteiligen. Der Netzanbieter

kann dadurch das Lastprofil vorteilhaft beeinflussen,

weil die Kunden bei großer Netzauslastung

Strom sparen. So benötigt er weniger teure Regelenergie,

um Lastspitzen zu kompensieren.

Dies sollte mit Hilfe der intelligenten Zähler automatisiert

werden. Dazu müssen die Haushaltsgeräte

allerdings kommunikationsfähig werden.

Somit könnten zum Beispiel Gefriertruhen oder

Wärmepumpen immer dann laufen, wenn ein

hohes Stromangebot herrscht.

Smart Meter sind somit ein Herzstück der Smart

Grids. Seit dem 1. Januar 2010 ist bei Neubauten

und Altbausanierung der Einbau von intelligenten

Stromzählern verbindlich vorgeschrieben. Bis

2022 müssen in Deutschland 42 Millionen Stromzähler

ausgetauscht werden. Allerdings stecken

die automatisierte Verbrauchersteuerung und die

zur Verbreitung der Zähler notwendigen Geschäftsmodelle

noch in den Kinderschuhen.

Speichertechnologien

Ein weiteres wichtiges Element in einem intelligenten

Netz der Zukunft sind Energiespeicher für

Über- oder Unterkapazitäten. Die Speicherung

von elektrischer Energie ist als Aufgabe so alt wie

die Stromnetze selbst. Weil Strom in großem

Maßstab nur schwer und mit großen Verlusten

gespeichert werden kann, wird die Energieerzeugung

dem Energieverbrauch nachgeführt, so

dass hier ein Gleichgewicht herrscht. Um die benötigte

zusätzliche Energie beispielsweise zur

Mittagszeit zur Verfügung zu stellen, können

Speicher verwendet werden. Diese werden zur

Schwachlastzeit, also normalerweise nachts, geladen.

Sie sind zudem unverzichtbar, um kurzfristige

Lastspitzen auszugleichen. Als Energiespeicher

haben sich seit Anfang des 20. Jahrhunderts

Pumpspeicher-Wasserkraftwerke bewährt. Aller-


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dings sind in Deutschland die geographischen

Möglichkeiten für Wasserkraftwerke begrenzt.

Deshalb sind alternative Speichertechnologien in

Entwicklung. Dazu zählen Druckluftspeicher, die

mit Turbinen Energie als Druckluft in unterirdischen

Kavernen speichern. Für den weiteren Einsatz

der erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung

sind Speicher unverzichtbar. Sie helfen,

die Unsicherheiten in den Prognosen der Kapazitäten

aus der Erneuerbaren Energie abzufangen.

Elektromobilität

Im Vergleich zu den bislang erwähnten Speichertechnologien

haben Batterien einen hohen Wirkungsgrad

– bei Lithiumionen-Akkumulatoren

sind es bis über 95 %. Damit wird das Einbinden

von Elektroautos als mobile Speicher ins Netz interessant.

Noch ist dies teuer, und Elektroautos

sind rar. Doch das könnte sich in Zukunft ändern,

sofern Elektrofahrzeuge sich breit etablieren

können [6]. Die Bundesregierung hat immerhin

eine Million Elektrofahrzeuge bis 2020 in

Deutschland zum Ziel [7].

Allerdings stellt sich die Frage, ob das derzeitige

Stromnetz dieser Verbreitung gewachsen ist oder

auch dafür ausgebaut werden muss. Viele Berufstätige

werden ihr Auto abends Zuhause zum

Laden anschließen. Zu dieser Zeit wird die Stromnachfrage

rapide steigen. Auf der anderen Seite

werden Elektroautos tagsüber die meiste Zeit

ungenutzt auf einem Parkplatz stehen. Sie könnten

also mit ihren Batterien als Speicher das Netz

entlasten. Ist ihre Zahl groß, dann könnten sie

nennenswert helfen, regenerative Energien im

Verbund mit einem virtuellen Kraftwerk besser

zu nutzen, indem sie zu Starklastzeiten Strom zurück

ins Netz einspeisen. Zudem könnten die

Fahrzeuge nur dann laden, wenn das Netz dafür

gerade ausreichend Kapazitäten hat. Bild 5 stellt

ein Lastmanagement dar, das die aktuelle Auslastung

des Ortsnetztransformators einbezieht und

danach entscheidet, welche Fahrzeuge wie stark

geladen oder entladen werden. Für solche Konzepte

ist bereits heute in dem normierten und

standardisierten Mennekes-Ladestecker für E-

Fahrzeuge ein Kommunikationskanal vorgesehen.

Für Stromerzeuger und Netzbetreiber ist

dieses Konzept interessant, da sie weniger Regelleistung

bereithalten müssen und auch bei gro-

Bild 5: Konzept eines Lastmanagementsystems für Elektrofahrzeuge


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ßen Speichern Kapazität sparen können. Für die

Halter kann es ebenso interessant sein, ihr Auto

für Regeldienste zur Verfügung zu stellen, die

entsprechend entlohnt werden würden.

Heutzutage stehen diesem Vehicle-to-Grid-

Konzept allerdings noch die hohen Kosten für die

Energiespeicherung in der Lithium-Ionen-Batterie

entgegen. Unter der realistischen Annahme, dass

2015 der Anschaffungspreis bei 200 €/kWh und

die Lebensdauer bei 5000 Ladezyklen liegen

werden, würde die Speicherung einer kWh etwa

vier Cent kosten. Auf diesem Preisniveau wäre

diese Technologieoption durchaus ökonomisch

sinnvoll. Mit 5000 Vollzyklen kann ein durchschnittliches

Elektroauto mit 150 km Reichweite

zudem theoretisch 750 000 km fahren. Da die

meisten Fahrzeuge im Lauf ihres Lebens nicht

annähernd so weit kommen werden, würde diese

zusätzliche Nutzung der Batterie für Netzdienstleistung

die Halter kaum zusätzlich etwas

kosten.

Literatur

[5] VDE-Studie: Smart Distribution 2020, Virtuelle

Kraftwerke in Verteilungsnetzen – Technische,

regulatorische und kommerzielle Rahmenbedingungen,

Frankfurt am Main 2008.

[6] VDE-Studie: Energiespeicher in Stromversorgungssystemen

mit hohem Anteil erneuerbarer

Energieträger – Bedeutung, Stand der Technik,

Handlungsbedarf, Frankfurt am Main 2009.

[7] Bundesregierung, Nationaler Entwicklungsplan

Elektromobilität, Berlin 2009.

Autor

Prof. Dr.-Ing. Stefan Tenbohlen, Studium der

Elektrotechnik an der RWTH Aachen, ist seit 2004

Leiter des Instituts für Energieübertragung und

Hochspannungstechnik an der Universität Stuttgart.

Er ist des Weiteren Mitglied im VDE Verband

der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik

e.V., im Conseil International des Grands Reseaux

Électriques (CIGRE) und des IEEE Institute of

Electrical and Electronics Engineers.

[1] Leitstudie 2010: Langfristszenarien und Strategien

für den Ausbau erneuerbarer Energien in

Deutschland. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz

und Reaktorsicherheit, Dezember 2010.

Download unter

www.bmu.de/erneuerbare_energien/-

downloads/doc/46260.php.

[2] DENA-Netzstudie: Energiewirtschaftliche Planung

für die Netzintegration von Windenergie in

Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr

2020, Deutsche Energie Agentur GmbH (dena),

Köln 2005.

[3] DENA-Netzstudie II: Integration erneuerbarer

Energien in die deutsche Stromversorgung bis

2020, Deutsche Energie Agentur GmbH (dena),

Köln 2010.


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Der Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnik in

Stromnetzen - ein Nachhaltiges Energieinformationsnetz

Aspekte der technischen Kommunikation mit Schwerpunkt

Verteilnetzautomatisierung und Elektromobilität

Harald Orlamünder

1 Einleitung

Die Stromwirtschaft steht vor einem Umbruch.

Besonders:

• geänderte gesetzliche Rahmenbedingungen,

• Verknappung der fossilen Energieträger,

• gesteigertes Umweltbewusstein und der

• steigende Wettbewerb

bringen neue Anforderungen. Das betrifft einerseits

Stromerzeugung, Stromtransport und Verteilung

selbst, aber auch die Geschäftsbeziehungen

zwischen den verschiedenen Teilnehmern

am Markt, vom Betreiber des Großkraftwerks bis

zum privaten Haushalt als Verbraucher.

Allgemein anerkannt ist, dass nur mit einem

vermehrten Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnik

(IKT) diese neuen Anforderungen

zu meistern sein werden.

Vieles, was – auch heute schon – technisch möglich

ist, findet nicht statt, da die Geschäftsmodelle

dazu fehlen. Dies ist also ein sehr wichtiger Bereich.

Trotzdem soll in diesem Dokument der

Schwerpunkt eindeutig auf der Technik liegen.

In [1] 1 wurde schon ausführlich auf die Herausforderungen

eingegangen:

1 Energieversorgungssystemen werden vermehrt Systeme

der Informations- und Kommunikationstechnik

beigestellt. Nachdem im ersten Schritt die Frage des

elektronischen Haushaltszählers, dem „Smart Meter“,

erörtert wurde, müssen jetzt die nächsten Schritte hin

zu einem umfassenden „Smart Grid“ behandelt wer-

• Eine unzureichende Anpassung von Erzeugung

und Verbrauch.

• Der vermehrte Einsatz kleiner und kleinster

Stromerzeuger.

• Eine unzeitgemäße Verbrauchserfassung.

• Ein neues Element in der Kette: die Elektromobilität.

• Neue gesetzliche Regelungen im Energiebereich.

• Eine missverständliche Sprachregelung.

Das vorliegende Dokument beleuchtet den Einsatz

der Informations- und Kommunikationstechnik

(IKT) in der Energiewirtschaft, wobei der

Schwerpunkt auf den Bereich des Verteilnetzes

gelegt wird, besonders der Automatisierung im

Verteilnetz und dem Einfluss der Elektromobilität.

Der Bereich der geschäftlichen Kommunikation

zwischen den Marktteilnehmern wird nur gestreift.

Durch die Regulierung werden hier striktere

Trennungen der Funktionen erforderlich und

damit auch standardisierte Schnittstellen für den

Datenaustausch.

Die folgenden Kapitel beschreiben das Energieinformationsnetz

in größerer Tiefe:

den. Dieses Dokument beschreibt ein dem Energieversorgungsnetz

parallel geschaltetes Kommunikationsnetz,

das „Energieinformationsnetz“. Dabei wird der

Schwerpunkt auf die Bereiche der Verteilnetzautomatisierung

gelegt sowie auf die Frage der Informationstechnischen

Behandlung der Elektromobilität. Dieses

Dokument ergänzt damit ein früheres Stiftungsdokument

zu NEWISE [1].


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• Kapitel 2 geht auf die Aufgaben in einem

Smart Grid ein.

• Kapitel 3 beschreibt die Rollen in der Energiewirtschaft.

• Kapitel 4 beschreibt das Verteilnetz und geht

auf Automatisierungsmöglichkeiten und besonders

auf die dafür notwendige Kommunikation

ein.

• Kapitel 5 weitet die Betrachtungen im Verteilnetz

auf die Elektromobilität aus.

• Kapitel 6 versucht die Themen Smart Meter,

Elektromobilität und Verteilnetzautomatisierung

in einen größeren Kontext zu bringen

• Kapitel 7 schließt mit einem Ausblick ab.

2 Aufgaben im Smart Grid

In der Sammlung von Use Cases aus dem „Entwurf

Normungsroadmap Smart Grid“ [2] wurde

eine gute Gliederung der Aufgaben eines Smart

Grid vorgenommen, die nachfolgend als Basis für

die weiteren Betrachtungen dient. Dabei werden

den verschiedenen Themen kurz kommentiert.

Smart Meter, Automated Meter Infrastructure

Beinhaltet den elektronischen Haushaltszähler

(eHZ), die Übertragung der Messdaten und die

Auswertung.

Elektromobilität

Laden von Elektrofahrzeugen, Rückspeisen

von Strom aus der Batterie des Elektrofahrzeuges

ins Netz, Abrechnung der Kosten für

Ladung und Einspeisung.

Verteilnetzautomatisierung, Verteilnetzmanagement

Netzbetrieb und Netzüberwachung im Verteilnetz.

Übertragungsmanagement

Verbundbetrieb auf der Höchstspannungsebene,

Netzbetrieb und Netzüberwachung.

Erzeugungsmanagement

Virtuelle Kraftwerke, Dezentrale Erzeugung

(Distributed Energy Resource, DER).

Handel

Marktplatz, Marktbetrieb, Marktkommunikation,

Berichtswesen.

Inhouse-Automatisierung, Gebäudemanagement

Lastverschiebung, Steuerung der Lasten, dynamische

Tarife als Anreiz.

Speicher

Speichertechnologien, Steuerung.

Datenmanagement

Übertragen, Aggregieren, Analysieren und Archivieren

von Daten.

Integration

Von Altanlagen, von Anwendungen, von Geschäftspartnern,

Informationssicherheit

Cyber-Security und Datenschutz

Die letzten drei Themen – Datenmanagement, Integration

und Informationssicherheit – sind unbestritten

notwendig, sie als eigenständige Themen

zu sehen kommt weder der Bedeutung noch

der Verzahnung mit den anderen Themen gerecht.

Sie müssen immer im jeweiligen Kontext

gesehen werden.

Da nicht alle Aufgaben gleichzeitig angegangen

werden können, wurde nach einer Priorisierung

gesucht. Dabei wurde im Gespräch mit Experten

der Energiebranche folgende Reihenfolge gefunden:


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1. Smart Meter

Hier liegt die gesetzliche Forderung schon vor,

die Unternehmen müssen in Neubauten und

bei Wunsch auch in Altbauten moderne elektronische

Zähler einbauen (elektronischer

Haushaltszähler, eHz). Weiterhin wurden neue

Rollen eingeführt, der Messstellenbetreiber

und der Messdienstleister. Daher steht diese

Thema an erster Stelle.

2. Verteilnetzautomatisierung

Durch verschiedene Randbedingungen wie

die vermehrte dezentrale Einspeisung von

Energie muss untersucht werden, ob das

Energie-Verteilnetz, also der Bereich von der

Höchstspannung bis zum einzelnen Kunden,

noch zeitgemäß arbeitet. Hier sind bisher nur

wenige Automatismen zu finden, vieles erfolgt

manuell und basiert auf der Erfahrung

des Betriebspersonals.

3. Elektromobilität

Der dritte Bereich hat eine starke energietechnische

Komponente, so ist es offen wo

das Elektrofahrtzeug geladen werden kann.

Zu Hause an der Steckdose – soweit man keine

„Laternengarage“ hat, also das Auto an der

Strasse parkt, in der Firma solange man sich

am Arbeitspatz befindet, auf dem Supermarktparkplatz,

in speziellen Tankstellen, die

auch eine „Strom-Zapfpistole“ vorhalten. Die

Ladezeit ist ein wichtiger Parameter, der direkt

umgekehrt proportional zum Ladestrom

steht.

Die Elektromobilität hat natürlich auch eine

wichtige informationstechnische Komponente.

Gibt es eine Kommunikation zwischen

Fahrzeug und Ladestation? Wenn ja, wie sieht

diese aus? Welche Daten werden ausgetauscht?

Authentisiert sich das Fahrzeug oder

der Fahrer, z.B. mit einer Chipkarte. Und

schließlich: wie wird der Datenschutz gewährt.

Nachdem in [1] schon ausführlich auf den ersten

Bereich eingegangen wurde und auch viele Architektur-

und Implementierungsvorschläge unterbreitet

wurden, wird in diesem Dokument das

Thema Smart Meter ausgespart.

Die weiteren Themen aus obiger Auflistung wurden

noch nicht in eine Prioritätenfolge gebracht.

Daher beschäftigt sich das vorliegende Dokument

mit den Themenbereichen 2 und 3.

3 Rollenmodell

Für die Diskussion um die notwendige Kommunikation

in einem Smart Grid und auch die Betrachtungen

zu Sicherheit und Datenschutz ist eine

Analyse der beteiligten Rollen und ihre Beziehungen

zueinander notwendig.

Die Use-Cases-Sammlung der DKE [3] nennt die

relevanten Rollen in einem Smart Grid. Die Liste

wird nachfolgend reproduziert, sortiert und mit

Kommentaren versehen:

• Bereich der Energieerzeugung, -verteilung

und -verbrauch (diese Rollen sind direkt mit

der Energie befasst)

- Übertragungsnetzbetreiber (auch Transportnetzbetreiber,

Netz der Höchstpannungsebene)

- Verteilnetzbetreiber (Netz zwischen dem

Übertragungsnetz und dem Energienutzer)

- Produzent (Erzeuger von Energie)

- Energienutzer (Endkunde)

• Abrechnung, Handel (diese Rollen arbeiten

nur mit „Daten“, sie sind also nur indirekt mit

der Energie selbst befasst)

- Energiebörse

- Bilanzkreisverantwortlicher

- Bilanzkreiskoordinator

- Energiehändler

- Energielieferant


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• Dienstleister (ein interessanter Bereich der

einerseits die klaren Themen „Messung“ und

„IKT“ umfasst, aber auch weitergehende

Dienstleistungen, die heute evtl. noch gar

nicht absehbar sind)

- Kommunikationsnetzbetreiber (die

Kommunikation ist Grundvoraussetzung

für das Smart Grid)

- IKT-Betreiber (in der Sprachregelung umfasst

IKT neben der oben schon genannten

Kommunikation auch die Informationstechnik)

- Messdienstleister

- Messtellenbetreiber (zwei vom Gesetzgeber

neu eingeführte Rollen [4,5].)

- Gebäudeautomations-Anbieter

- Energiedienstleistungen

- Aggregator

• Hersteller (eine eher passive Rolle, der Hersteller

wird gemäß Standards, Gesetzen und

Anforderungen der Kunden entwickeln und

produzieren)

- Netzanlagenhersteller

- Gerätehersteller

- E-Mobile-Hersteller

Es fehlen in der Auflistung noch weitere Rollen,

allerdings sind diese eher sekundär zu sehen:

• Bundesnetzagentur – sie ist zwar nicht direkt

in den laufenden Prozess der Energieversorgung

eingebunden, gibt aber die Regeln

vor, überwacht diese, dient als Schiedsstelle

und erhebt statistische Daten.

• Verbände – auch diese sind hauptsächlich an

statistischen Daten interessiert, stellen aber

auch Interessenvertretungen dar und bringen

diese Interessen in den Gesetzgebungsprozess

ein. Zu nennen sind hier besonders

der VDE [6] und der BDEW [7].

Die folgenden Kapitel zu Verteilnetzautomatisierung

und Elektromobilität nehmen Bezug zu

dieser Liste.

4 Verteilnetzautomatisierung

4.1 Übersicht

Wichtige funktionale Elemente im Verteilnetz

sind:

• Umspannwerke zwischen den verschiedenen

Spannungsebenen der Hoch- und Mittelspannung,

• Ortsnetzstationen (Trafostationen) zwischen

der Mittelspannungsebene und der Niederspannungsebene,

• Netzleitstelle(n).

Durch die vermehrte Einspeisung kleiner Anlagen,

die mit erneuerbaren Energien arbeiten,

müssen auch diese Einspeiser berücksichtigt

werden:

• Einspeiser auf der Mittelspannungsebene,

• Einspeiser auf der Niederspannungsebene.

Bei Großverbrauchern und in beschränktem Maße

auch bei Kleinverbrauchern (in Zukunft evtl.

sogar vermehrt) wird der Verbrauch gesteuert

werden:

• Großverbraucher ,

• Kleinverbraucher.

Mit zunehmender Elektromobilität werden auch

Fahrzeug und Ladestation als weitere Komponenten

einzubeziehen sein.

• Elektromobilität (Fahrzeug und Ladestation)

Und schließlich werden in Zukunft vermehrt Speicher

in allen Ebenen ins Netz gebracht:

• Speicher (Batterien,...)

Abbildung 4.1 zeigt das Verteilnetz in der Struktur

des elektrischen Energieversorgungsnetzes.

Die zunehmende Komplexität der Stromversorgung

durch dezentrale Einspeiser auf der Mittelund

Niederspannungsebene, neue Arten von


Seite 15

Verbrauchern wie die Elektromobilität und der

generellen Forderung nach einer stärkeren Koordination

zwischen Erzeugung und Verbrauch

führt zu Überlegungen, den seither nur rudimentär

vorhandenen IKT-Einsatz im Verteilnetz zu

verstärken.

4.2 Aufgaben im Verteilnetz

Bei den Einrichtungen der Energieversorung und

–verteilung unterscheidet man die

• Primärtechnik, die direkt mit der „Energie

selbst zu tun hat, also Transformatoren,

Schalter, Leitungen, Sammelschienen usw.,

sowie die

• Sekundärtechnik, die alle Funktionen umfasst,

die nicht direkt mit der Energie zu tun

haben, aber für die Steuerung und Überwachung

des Energienetzes wichtig sind.

Der Einsatz von IKT in der Energieversorgung

setzt auf die Sekundärtechnik auf und unterstützt

die Steuerung und Überwachung.

Die Aufgaben für die Steuerung und Überwachung

eines Verteilnetzes wiederum können in

folgende drei Bereiche gegliedert werden:

• Schutztechnik/Netzschutz,

• Netzleittechnik und

• Nebenanlagen.

Während die Schutztechnik heute schon sehr gut

ausgeprägt ist, lässt die Netzleittechnik Raum für

Verbesserungen im Rahmen der Verteilnetzautomatisierung.

Die Nebenanlagen sind für den

Betrieb der Anlagen notwendig, haben aber keinen

direkten Einfluss auf das Verteilnetz.

Nachfolgend werden zuerst die Ziele einer Verteilnetzautomatisierung

gelistet, dann in den folgenden

Kapiteln im Detail die Aufgaben in den

Bereichen Schutztechnik sowie Messen und

Überwachen, dann im Bereich der aktiven Einflussnahme

über Aktoren. Es folgen die HEO-

Funktionen und Nebenanlagen. Übergeordnete

Gründe für ein Smart Grid schließen das Kapitel

ab 2 .

4.2.1 Übergeordnete Ziele der Verteilnetzautomatisierung

Die Europäische Kommission sieht Potentiale, den

täglichen Betrieb des Verteilnetzes durch Smart-

Grid-Techniken zu verbessern [8]:

B. Enhancing efficiency in day-to-day grid operation

Outcome: Optimise the operation of distribution

assets and improve the efficiency of the

network through enhanced automation, monitoring,

protection and real time operation.

Faster fault identification/resolution will help

improve continuity of supply levels.

Better understanding and management of

technical and non-technical losses, and optimised

asset maintenance activities based on

detailed operational information.

Nachfolgend werden einige übergeordnete Ziele

genannt, die mit einer Verteilnetzautomatisierung

erreicht werden sollen.

• Frühzeitiges Erkennung von Fehlern und Rekonfiguration

des Netzes mit dem Ziel, Ausfallzeiten

zu minimieren.

• Betriebsmittel im Kurzschlussfall vor Überlastung

schützen (Schutztechnik)

• Einhaltung des quasistationären Spannungsbandes

bei Endkunden im Mittel- und

Niederspannungsnetz

- Spannungsregelung

• Lastflusssteuerung

- Verbrauchserfassung

- Verlustminimierung

- Management dezentraler Einspeisungen

2

Die folgenden Informationen wurden aus dem

Web zusammengetragen. Sie stammen hauptsächlich

von Wikipedia sowie den Webseiten der Hersteller

in diesem Bereich wie z.B. Siemens und ABB.


Seite 16

Übertragungsnetz

Höchstspannung

220 kV / 380 kV

Austausch im

Verbundnetz

Große Erzeugungsanlagen

(Konventionelle Kraftwerke,

Offshore Windparks)

Umspannwerk

Überregionales

Verteilnetz

Hochspannung

110 kV

Mittlere Erzeugungsanlagen

(PV-Kraftwerke,

Onshore Windparks)

Großspeicher

Umspannwerk

Regionales

Verteilnetz

Mittelspannung

10 ... 30 kV

Ortsnetzstation

Lokales Verteilnetz

Niederspannung

230 V / 400 V

Große Verbraucher

(Industriebetriebe)

Kleine Verbrauche

(Haushalte, kleine

Gewerbebetriebe)

Kleine Erzeugungsanlagen

(Geothermie, PV-Kraftwerke,

Onshore Windparks)

Mittlere Speicher

Kleinste Erzeugungsanlagen

(PV-Kraftwerke,

Blockheizkraftwerke)

Kleine Speicher, Batterien

Elektrofahrzeuge

Verteilnetz

Abbildung 4.1: Struktur des Energienetzes

• Erkennung von Netzengpässen einige Stunden

im voraus

• Netzzustandsschätzung (betrachtet den aktuellen

Netzzustand, z.B. Spannungen, Phasenwinkel,

Leistungsflüsse)

• Reduktion von Einspeiseverlusten

• Erfassung dezentraler Erzeugungsanlagen

• Bereitstellen einer differenzierten Versorgungszuverlässigkeit

für Kunden

• Automatisierung

- Automatisierung von Ortsnetzstationen

- Automatisierung von Maststationen

- Automatisierte Verteilung und Messung

• Dokumentation der Spannungsqualität

• Kommunikation mit anderen Rollen

4.2.2 Schutztechnik / Netzschutz

Unter Netzschutz versteht man technische Vorkehrungen,

mit denen das elektrische Energieübertragungsnetz

vor den Auswirkungen von

Fehlern in einzelnen Netzteilen geschützt wird.

Der Netzschutz soll dabei schnell, sicher und selektiv

arbeiten. Die Fehler sind hauptsächlich:

• Kurzschluss (Schluss zwischen stromführenden

Leitern unterschiedlicher Spannung

und/oder Phase), sowie


Seite 17

• Erdschluss (Schluss zwischen einem stromführenden

Leiter und dem Erdpotential).

• Überfrequenzschutz (Abschaltung eines Maschinensatzes

im Kraftwerk).

Zur Detektion eines solchen Fehlers werden

Strom und Spannung gemessen und gegen einen

Grenzwert oder einen Vergleichwert geprüft.

Tritt der Fehler ein, dann wird über einen Leistungsschalter

das betreffende Segment des Netzes

abgeschaltet. Dazu gibt es eine Reihe von

Möglichkeiten, die sich in ihrer Charakteristik unterschieden:

• Schmelzsicherung (nur begrenzter Einsatz,

manuelle „Rückstellung“ erforderlich durch

Austausch der Sicherung).

• UMZ-Schutz (unabhängiger Maximalzeitschutz;

festgelegte Stromschwelle und definierte

Verzögerungszeit).

• UMZ-R-Schutz (wie UMZ aber zusätzliche

Spannungsmessung).

• AMZ-Schutz (abhängiger Maximalzeitschutz,

vom Fehlerstrom abhängige Auslösezeit)

• Distanzschutz (Berechnung der Impedanz

aus Strom- und Spannungsmessung, daraus

Rückschluss auf die Entfernung des Kurzschlusses,

Verzögerungszeit abhängig von

der Impedanz).

• Trafo-Differentialschutz (Strommessung auf

beiden Seiten des Trafos und Differenzbildung

der auf eine Seite umgerechneten

Werte, Auslösen, wenn der Unterschied zu

groß ist).

• Leitungs-Differentialschutz (Strommessung

auf beiden Seiten einer Leitung und Differenzbildung

der auf eine Seite umgerechneten

Werte, Auslösen, wenn der Unterschied

zu groß ist; erfordert eine Kommunikation).

• Sammelschienenschutz (sehr schnelle Auslösung).

• Unterfrequenzschutz (stufenweises Abschalten

von Regionen zur Entlastung, im europäischen

Übertragungsnetz, dem UCTE-Netz,

gibt es dazu einen 5-Stufenplan für den

Lastabwurf).

Je nach Störung wird die Versorgung manuell,

z.B. nach Entstörung, oder automatisch wieder

eingeschaltet. Die automatische Wiedereinschaltung

(AWE) wird nur bei Freileitungen eingesetzt,

wo Luft als selbstheilendes Isolationsmedium

eingesetzt wird. Nach Abschaltung eines durch

einen Blitzeinschlag verursachten Störlichtbogens

gewinnt die Luft wieder ihre Isolationsfestigkeit

und die Leitung kann weiter betrieben

werden.

Die Schutztechnik arbeitet autonom mit definierten

Verzögerungszeiten, die eine Kommunikation

und Entscheidung durch eine abgesetzte Intelligenz

verbieten. Aber Zustandsmeldungen und

evtl. in Zukunft auch das automatische Einstellen

von Betriebsparametern sind Themen einer Verteilnetzautomatisierung.

4.2.3 Netzleittechnik

Die Netzleittechnik unterstützt die Netzbetreiber

in der Betriebsführung ihrer Stromnetze. Die

Kernaufgaben sind die Netzüberwachung und

Netzsteuerung.

In den Anfängen der Stromversorgung bestand

die Netzleittechnik meist aus vielen dezentralen

Steuerstellen mit einfachen Fernsteuer- und

Fernüberwachungseinrichtungen. Mit dem Einzug

der Computertechnik haben zentrale Leitstellen

diese Aufgabe übernommen.

Zu den wesentlichen Grundaufgaben der Netzleittechnik

gehört es, Zählwerte, Messwerte und

Meldungen an diese zentrale Leitstelle zu übertragen.

Aber auch die Gegenrichtung ist wichtig

geworden. Hier müssen Steuer- und Stellbefehle

an den Prozess ausgeben werden. Damit ist die

Datenkommunikation eine wichtige Komponente.


Seite 18

Ziel ist es schließlich, dem Betriebspersonal einerseits

Entscheidungshilfen zu geben, z.B. in Störfällen,

andererseits das Betriebspersonal von reine

Routinearbeiten zu entlasten; diese können

automatisch erledigt werden. Dazu ist eine gute

Mensch-Maschine-Schnittstelle (MMI) Voraussetzung.

4.2.3.1 Messen und Überwachen

Die wichtigsten Funktion einer Automatisierung

betreffen das Erfassen von Messwerten und

Überwachungssignalen. Nur mit diesen Informationen

sind weitergehende Aktionen möglich.

• Monitoring der Ortsnetzstation zur Erhöhung

der Verfügbarkeit und der schnelleren

Fehlerortung,

• Fernmessung (Fernübertragung von Messwerten

zu einer entfernten Netzleitstelle),

• Fernsteuerung der Ortsnetzstation zur Minimierung

der Ausfallzeit ,

• Messtechnische Erfassung der Ortsnetzstationen

(ONS) und Anbindung an die Netzbetriebsführung,

• Fehlererkennung, Überwachung von Ausfällen,

z.B. Schlüsse wie:

- Erfassung/Lokalisierung von Kurzschlüssen

im Mittelspannungsnetz (MS),

- Erfassung/Lokalisierung von Erdschlüssen

im Mittelspannungsnetz (MS),

- Erfassung/Lokalisierung von Kurzschlüssen

im Niederspannungsnetz (NS),

- Erfassung/Lokalisierung von Erdschlüssen

im Niederspannungsnetz (NS),

• Spannungsmessung:

- Spannungsmessungen auf NS-Seite „kritischer“

ONS,

• Leistungsmessung:

- Leistungsmessungen (Wirk- und Blindleistung)

auf MS-Abgängen im Umspannwerk,

- Messung von Wirk- und Blindleistung am

MS/NS-Transformator,

- 4-quadranten Energiemessung (Bezug

und Einspeisung),

• Messung der Spannungsqualität:

- Dezentrale Messstellen zur Erfassung und

Berechnung relevanter Kenndaten der

Netzqualität,

- Netzqualitätsmessung,

- Überwachung der Symmetrie,

• Überwachung der Geräte, z.B.:

- Überwachung Trafo (innere Fehler, Masseschluss,

Temperatur, Brand, Ölverlust,

Gas im Öl, Wasser im Öl),

- Überwachung SF6-Schalter (Gasdichteüberwachung),

• Rückmelden von Schaltzuständen,

• Erfassen von Warn- und Gefahrenmeldungen:

- Überwachung der Eigenstromversorgung,

- Einbruchmeldeanlage,

- Brandmeldeanlage,

- Videoüberwachung,

4.2.3.2 Verarbeitung der Mess- und Überwachungsinformationen

Die Werte aus den Messungs- und Überwachungsfunktionen

sind für das Betriebspersonal

geeignet aufzubereiten, so dass Aktionen ableitbar

sind. Im Rahmen einer Automatisierung müssen

diese Werte gegen Grenzwerte geprüft werden

und automatische Aktionen ausgelöst werden.

• Verarbeitung der Messwerte:

- Prüfung der Messwerte auf Plausibilität,

- Prüfung auf Verletzung von Grenzwerten,

- Prüfen auf unzulässige Änderungsgeschwindigkeiten,

- Berücksichtigung von Temperaturabhängigkeiten,


Seite 19

- Alarmierung bei auftretenden Grenzwertverletzungen,

- automatische Ersatzwertbildung soweit

möglich,

- Umwandlung der Rohwerte anhand von

Kennlinien,

- Bildung von Mittel-, Minimal- und/oder

Maximalwerte sowie Summen,

- Archivierung der Messwerte;

• Verarbeitung von Zählerwerten:

- Umwandlung von Rohwerten,

- Überwachung auf Grenzwerte,

- Summenbildung,

• Mensch-Maschine-Interface (MMI):

- Erstellen von Diagrammen und Bilanzen,

- Alarmierung, Führen von Alarmlisten,

- Führen und Anzeigen von Ereignisprotokollen,

- Quittungen.

4.2.3.3 Aktionen

Aktionen im Verteilnetz werden heute meist manuell

vom Betriebspersonal anhand der Messund

Überwachungsinformationen ausgelöst. Im

Rahmen einer Automatisierung wird dieses durch

die Werte und eine intelligente Steuerung erledigt

werden.

• Fernsteuerung (Fernsteuerung und -

überwachung durch eine entfernte Netzleitstelle),

• Steuern von Schaltgeräten:

- Trennschalter (Sammelschienentrenner,

Abgangstrennschalter),

- Lastschalter,

- Leistungsschalter,

- Erdschalter (Arbeitserder),

- Freischaltung und Wiedereinschaltung

nach Störungen im Mittelspannungsnetz

(z.B. bei Kurzschluss oder Erdschluss),

- Freischaltung von Ortsnetzstationen

(Niederspannung),

- Beseitigung von Netzengpässen in Mittelspannungsnetzen

durch Veränderung

der Netztopologie (mit Automatisierung);

• Trafosteuerung und -regelung:

- Spannungsregelung (Konstanthaltung

der Netzspannung bei verschiedenen Belastungszuständen),

- Spannungsregelung unter Last durch

Stufenschalter am HS/MS-Transformator,

- Spannungsregelung durch Veränderung

des Übersetzungsverhältnisses des

Transformator in Ortsnetzstation (ONS,

nur bei abgeschaltetem Transformator);

• Blindleistungsregelung:

- Spannungs-Blindleistungssteuerung,

speziell von dezentralen Erzeugungseinheiten

(z.B. kleine KWK-Anlagen),

- Dämpfung von Spannungsschwankungen

durch gezielten Bezug bzw. Einspeisung

von Blindleistung,

- Kondensatorsteuerung;

• Lastregelung:

- Rundsteueranlage (Steuerung der im

Netz vorhandenen Verbraucher / Lastmanagement),

- Lastschaltung über Smart Meter,

- Fernabschaltung von Kundenanlagen;

• Beseitigung von Netzengpässen durch Lastbzw.

Erzeugungsmanagement (Wirkleistung),

Engpassmanagement;

• Beeinflussung der Wirkleistung bei Verbrauchern

(z.B. Elektromobilität, elektrische Heizund

Kühlsysteme);

• Verriegelungen: um menschliche Schaltfehler

zu verhindern werden alle Schalthandlungen

über regelbasierte Verriegelungen

geprüft;

• Schaltfolgen: Komplexe Schalthandlungen

werden aus Gründen der Ablaufoptimierung

und der Erhöhung der Sicherheit durch

Schaltprogramme oder automatische Schalt-


Seite 20

folgen ausgeführt. Damit werden Fehlermöglichkeiten

reduziert.

4.2.3.4 HEO-Funktionen

Neben den Kernaufgaben bietet die Rechnertechnik

heute vielfältige Möglichkeiten für

• Störungsanalyse und

• Simulation von Netzzuständen und Netzfehlern.

Dieses dient der Ermittlung und Einstellung optimaler

Netzzustände, aber auch für Trainingsund

Schulungszwecke des Betriebspersonals.

Dieser Bereich wird als Höhere Entscheidungsund

Optimierungsfunktionen (HEO) bezeichnet.

Nachfolgend eine Liste mit Funktionen aus diesem

Bereich, bzw. von Parametern, die per HEO-

Funktionen behandelt werden:

• Topologieerkennung,

• höherwertige Verriegelungsprüfungen zum

Beispiel Abschalten der letzten Einspeisung,

• Laststeuerung,

• Bezugskostenoptimierung,

• Leistungsfrequenzregelung,

• Netzzustandserkennung,

• integrierte Lastflussrechnung,

• Kurzschlussstromberechnung,

• Ausfallvariantenrechnung,

• Netzverluste,

• Spannungsprofil,

Energieeinsatz,

Energie-Daten-Management,

• Prognosen/Analysen.

4.2.3.5 Nebenanlagen

Neben den direkt für den Prozess zuständigen

Funktionen, gibt einige weitere Funktionen. Diese

sind zwar für den zuverlässigen Betrieb notwendig,

haben aber keinen direkten Zusammenhang

mit der Energieversorgung. Solche und ähnliche

Funktionen sind in allen Steuerungen vorhanden.

• Sichern des Eigenbedarfs und Aufrechterhaltung

der Funktion der Anlage bei Stromausfall

bzw. bei Netzstörungen:

- Ersatzstromversorgungsanlagen mit

Stromerzeugungsaggregaten oder Wechselrichtern,

- Schnellumschalteinrichtungen,

- Batterien mit den zugehörenden Ladeeinrichtungen;

• Beleuchtung;

• Systemfunktionen:

- Überwachung auf Ausfall von Fernwirklinien,

- Überwachung auf Ausfall von Leitsystemkomponenten,

- Überwachung auf Kommunikationsfehler,

- Online-Diagnose und Ferndiagnose,

- Sicherheitsmaßnahmen bei Redundanz-

Konfiguration,

- Systemmeldungsverarbeitung,

- Bedienen und Beeinflussen der Systemkomponenten;

• Rundsteuerung: dient der Tarifumschaltung

entsprechend ausgerüsteter Kunden;

- Kopplungen zu Fremdsystemen:

- Kopplung zur Betriebs-Informationstechnik

über LAN,

- Kopplung zu Netzplanungssystemen,

- Kopplung zu Geoinformationssystemen

(GIS),

- Kopplungen zu anderen Netzleitsystemen;

• Einsatzplanung der Betriebskräfte.


Seite 21

4.2.4 Smart Grid

Alle die oben genannten Aktionen sollen durch

IKT unterstützt werden – Schlagwort „Smart

Grid“. Als Gründe für ein Smart Grid werden genannt:

• Verbesserte Systemzuverlässigkeit,

• Verbesserte Systemeffizienz,

• Lastmanagement,

• Unterstützung dezentraler Erzeugung,

• Unterstützung verteilter Speicher,

• Minimierung von Netzverlusten,

• Leistungsreserve,

• Blackout Prevention durch vorausschauende

Vermeidung kritischer Situationen und automatische

Abwehrhandlungen,

• Condition Monitoring zur kontrollierten

„Überlastung“ bei Engpässen und zustandsorientierter

Wartung,

• Mittels Leistungselektronik gezielte Steuerung

des Lastflusses und Erweiterung der

Transportkapazitäten,

• Integrierte IT Systeme zur Unterstützung der

Geschäftsprozesse und der Verteilnetzautomatisierung,

• Virtuelle Kraftwerke zur Integration von dezentralen

Erzeugern und Speichern,

Smart Metering und Lastmanagement,

Diese Aussagen sind allerdings sehr global. Für

eine „reale“ Umsetzung müssen sie in einzelne

Komponenten und Funktionen heruntergebrochen

werden.

4.3 Kommunikation im Verteilnetz

4.3.1 Beteiligte Rollen

Betrachtet man die Liste der Rollen im Kapitel 3,

so ist natürlich der Verteilnetzbetreiber an einer

Verteilnetzautomatisierung interessiert und auch

beteiligt. Viele der Funktionen werden innerhalb

des Verteilnetzes bleiben und keine Kommunikation

mit andere Rollen erfordern.

Das Verteilnetz ist mit anderen Verteilnetzen und

großen Kraftwerken über das Übertragungsnetz

verbunden. Hier findet sowohl ein Lastausgleich

als auch der Stromhandel statt. Somit besteht eine

direkte Beziehung zum Übertragungsnetzbetreiber.

Die Kommunikation mit Produzenten beschränkt

sich auf diejenigen, die ins Niederspannungsnetz

einspeisen (in der Regel über den Messdienstleister

erfasst, siehe unten) und die Produzenten,

die ins Mittelspannungsnetz einspeisen.

Großkraftwerke sind dagegen direkt ans Übertragungsnetz

angeschlossen.

Zum Energienutzer, also dem Endverbraucher

von Energie bestehen verschiedene Beziehungen,

entweder direkt oder über andere Rollen.

Aus technischer Sicht muss der Verteilnetzbetreiber

mit dem Messtellenbetrieber kooperieren,

allerdings wird sich dieses auf die Installation

und die Störungsbeseitigung beschränken.

Die Messung des Energieverbrauchs, aber auch

der Einspeisung im Niederspannungsnetz, wird

vom Messdienstleister erledigt. Er liefert seine Information

primär an den Energielieferanten um

damit eine Abrechnung zu ermöglichen. Aber

auch der Verteilnetzbetreiber ist interessiert an

den Messdaten um sein Netz bestmöglich zu betreiben.


Seite 22

Produzent

(Mittelspannung)

Produzent

(Niederspannung)

Übertragungsnetzbetreiber

Bilanzkreis-

Koordinator

Verteilnetzbetreiber

Bilanzkreis-

Verantwortlicher

Messstellenbetreiber

Energielieferant

Energienutzer

Kommunikationsnetzbetreiber

Messdienstleister

Abbildung 4.2: Beziehung der Rollen mit Fokus Verteilnetz

Die Bilanzkreiskoordination erfolgt durch den

Übertragungsnetzbetreiber. Trotzdem muss der

Verteilnetzbetreiber Daten sowohl an den Bilanzkreiskoordinator

als auch an den Bilanzkreisverantwortlichen

zuliefern.

Die neuen Rollen des Gebäudeautomations-

Anbieter und der Energiedienstleistungen sind

zwar interessant, werden ihren Kommunikationspartner

aber unter den kommerziellen Rollen

des Energielieferanten und Energiehändlers und

natürlich des Energienutzers finden. Der Verteilnetzbetreiber

wird in diesen Prozess nicht

eingebunden sind.

Für die Kommunikation aller beteiligten Rollen

werden ein oder mehrere Kommunikationsnetzbetreiber

und/oder IKT-Betreiber eingeschaltet

werden.

Abbildung 4.2 zeigt diese Zusammenhänge grafisch.

4.3.2 Kommunikation in der Station

In der Station werden folgende Kommunikationsprotokolle

eingesetzt

• IEC 61850 [9],

• IEC 60870-5-101 Protocol

• IEC 60870-5-103 Protocol,

• PROFIBUS-FMS/-DP,

• Distributed Network Protocol (DNP 3.0).

Für die Kommunikation innerhalb einer Station,

z.B. eines Umspannwerkes, hat sich inzwischen

der Standard IEC 61850 durchgesetzt. Hier ist

aber zu berücksichtigen, dass die Zyklendauer

bei der Umrüstung der Schutztechnik sehr groß

ist, so dass nur in den wenigsten Schaltanlagen

der Standard IEC 61850 eingesetzt ist. Innerhalb

bestimmter Segmente sind nach wie vor Feldbussysteme

zu finden sind, die aber heute auch in

Ethernet-Technologie ausgeführt werden. IEC

61850 nennt diesen Bereich den Prozessbus.


Seite 23

Gerät 1

(Meßgerät)

Gerät 2

(Meßgerät)

Gerät 3

(Schalter)

Gerät 4

(PC)

Gerät 5

(IED)

Prozessbus

IEC61850

Wrapper

Substation-Bus nach IEC61850

Gateway

Abbildung 4.3: Substation-Kommunikation

Kommunikation

zur Leitstelle

In der Abbildung 4.3 haben die Geräte 2 und 3

Zugriff sowohl auf den Prozessbus als auch auf

den Substation-Bus nach IEC 61850.

Geräte der Datenverarbeitung wie das Gerät 4 in

der Abbildung haben nur Anschluss an den Substation-Bus.

Geräte mit eingebauter Intelligenz (Intelligent

Electronic Device, IED), die noch nicht IEC-61850-

fähig sind, werden über einen „Wrapper“ angeschlossen.

Dabei handelt es sich um einen Protokollwandler,

in der Kommunikationstechnik

manchmal als Terminal Adapter (TA) oder Mediation

Device (MD) bezeichnet.

Ein Gateway sorgt für die Kommunikation mit der

abgesetzten Leitstelle. Auf die Kommunikationstechnik

an dieser Stelle wird in Kapitel 4.3.3

näher eingegangen.

IEC 61850 beschreibt für verschiedene Kommunikationsbedürfnisse

entsprechende Protokollstacks,

wobei die Basis immer ein Ethernet bildet.

Die folgenden fünf Kommunikationsprofile werden

unterstützt:

• Abstract Communication Service Interface

Profile (ACSI), bietet eine klassische Client-

Server-Kommunikation für Applikationen.

Die Kommunikation erfolgt über den Substation-Bus.

• Generic Object Oriented Substation Substation

Event Profile (GOOSE), für eine schnelle

Kommunikation auf dem Substation-Bus,

z.B. spontane oder regelmäßige Zustandsmeldungen.

Die Nachrichten werden per

Multicast gesendet.

• Generic Substation Status Event Profile

(GSSE), noch schnellerer Status-Austausch

auf Substation-Ebene.

• Sampled Measured Value Multicast Profile

(SMV), für den zyklischen Austausch von

Messwerten auf dem Prozessbus.

• Time Snchronization (TimeSnyc), für den Abgleich

der Uhren.

Abbildung 4.4 zeigt die Protokollstacks für diese

fünf Kommunikationsprofile.

ACSI baut auf einem normalen Internet-Stack auf

(Ethernet – IP – TCP), wobei die Manufacturing

Messaging Specification (MMS) darüber den Austausch

objektorientierter Daten erlaubt.


Seite 24

ACSI

TimeSync

GSSE

GOOSE

SMV

Strukturierung der Objekte. Dazu wird eine Hierarchie

aufgebaut, die Abbildung 4.5 zeigt.

SCSM

MMS

TCP

SCSM

UDP

SCSM

GSSE

Internet Protocol (IP)

T-Profile

Ethernet Link-Schicht

Physikalische Schicht

SCSM

SCSM

Physikalische Geräte werden durch logische Geräte

modelliert, die aus Logical Nodes bestehen,

die Daten (Data Objects) tragen. Den Data Objects

können dann schließlich Attribute (Data Attribute)

zugewiesen werden.

Abbildung 4.4: IEC 61850 Protokollstack

Die Zeitsynchronisation erfolgt ebenfalls über

den Internet-Stack, allerdings hier über UDP.

GSSE benutzt ein spezifisches Transportprotokoll.

GOOSE und SMV sind Peer-to-Peer-Protokolle. Sie

setzen direkt auf Ethernet auf und benutzen zur

Unterscheidung das Type-Feld im Ethernet-

Rahmen.

Alle Profile benötigen schließlich noch ein Mapping,

das Specific Communication Service Mapping

(SCSM), das die anwendungsspezifischen

Funktionen auf den Protokollstack abbildet.

Ein wichtiger Bestandteil des Standards ist die

4.3.3 Netzstruktur im Verteilnetz

Abbildung 4.6 zeigt nochmals das Verteilnetz mit

möglichen zukünftigen Kommunikationsbeziehungen.

Heute gibt es vorwiegend Kommunikationsbeziehungen

zwischen Umspannstationen und der

Leitstelle. Ortsnetzstationen arbeiten in der Regel

autonom ohne kommunikationstechnische Anbindung.

Es wird davon ausgegangen, dass in Zukunft

auch die Ortsnetzstationen angebunden werden,

wobei die Kommunikation aber weiterhin immer

nur zur Leitstelle, nicht zwischen den Systemen

stattfindet.

Physical Device (Server)

Logical

Node

Data

Object

...

Data

Object

Logical Device


Logical

Node

Data

Object

...

Data

Object

...

Logical Device

Logical

Node

Data

Object

...

Data

Object

Abbildung 4.5: IEC 61850 Hierarchie

Data Attribute


Seite 25

Obwohl ursprünglich nicht für diesen Bereich

spezifiziert, wird der Standard IEC 61850 auch

hier zur Anwendung kommen.

Interessant, besonders auch aus Sicht des Datenschutzes

und der Datensicherheit, sind die kommunikationstechnischen

Übertragungsstrecken

und die Daten, die ausgetauscht werden.

4.3.4 Kommunikationstechniken und Kommunikationsnetze

4.3.4.1 Kunde Energieversorger

Hier gibt es mehrere Möglichkeiten.

• Direkte Nutzung der Stromleitung: mit einer

Schmalband-Powerlinetechnik werden die

Daten durch geeignete Codierung und Modulation

über die Stromleitung übertragen.

Endpunkt ist die Ortsnetzstation, von der die

Daten weiter geleitet werden müssen.

• Eigene Glasfaser: In Zukunft werden Stromversorger

vermehrt auch Glasfasern zu ihren

Kunden verlegen, die dann für Internet, Telefon

und Fernsehen (Triple Play) genutzt

werden können, wobei der Anbieter der Telekommunikationsdienste

nicht der Energieversorger

sein muss („Open Access“ Modell).

Solche Glasfasern sind prädestiniert für die

Aufgabe, kann doch durch die Nutzung einer

eigenen Faser aus dem Faserkabel eine strikte

Trennung der Verkehre stattfinden.

Die Industrie liefert dafür inzwischen weitere,

interessante Lösungen, bei denen an das

Niederspannungskabel ein Leerrohr aus

Kunststoff angeklipst wird, in das nachträglich

Glasfasern eingeblasen werden können

[10].

• Fremde Netze: Alle anderen Kommunikationspfade

nutzen Ressourcen eines anderen

Betreibers. Beispiele sind

- Telefonnetz (nutzt die Kupferdoppelader),

- DSL (nutzt die Kupferdoppelader),

- Fernsehkabelnetz (nutzt das Koaxialkabel)

- Mobilfunknetze.

In [1] sind diese Möglichkeiten weiter ausgeführt.


Seite 26

110 kV

Großspeicher

Mittlere Erzeugungsanlagen

(PV-Kraftwerke,

Onshore Windparks, ...)

Messen

Über

wachen

Regelbarer

Trafo

Schalter

Leitstelle

Umspannwerk

Schalter

10 ... 30 kV

Große Verbraucher

(Industriebetriebe)

Messen

Über

wachen

Regelbarer

Trafo

Ortsnetzstation

Mittlere Speicher

Schalter

Kleine Erzeugungsanlagen

(Onshore

Windparks, PV-

Anlagen, Geothermie,

Biogas-

Anlagen, ...

Rundsteuerung


Schalter

Kommunikation

230/400 V

Kleine Verbraucher

(Haushalte, kleine

Gewebebetriebe)

Abschalten

Blindstrom-

Kompens.

Messen

Kleine Speicher

(Batterien,

Elektromobile, ..)

laden/

entladen

Kleinste Erzeugungsanlagen

(PV- Anlagen,

Blockheizkraftwerke,...)

Abschalten

Blindleistungseinspeisung


Messen

Abbildung 4.6: Verteilnetz mit Kommunikationsbeziehungen


Seite 27

4.3.4.2 Ortsnetzstation Umspannstation

bzw. Leitstelle

Von der Ortsnetzstation gibt es heute fast keine

Kommunikation zur Umspannstation oder zur

Leitstelle. Wenn der Datenaustausche mit dem

Kunden via Schmalband-Powerline stattfindet,

dann muss von dort ein Kommunikationspfad

„nach oben“ geschaffen werden, ebenso, wenn

die Ortsnetzstation fernüberwacht und ferngesteuert

werden soll.

• Powerline: Als eigene Infrastruktur steht

hier eine Mittelspannungs-Leitung zur

nächst höheren Ebene zur Verfügung. Hierüber

könnte ebenfalls Powerline in seiner

spezifischen Ausprägung für Mittelspannungskabel

genutzt werden. Da dieses nur

eine Punkt-zu-Punkt-Verbindung erlaubt,

müssen in jedem Endpunkt übertragungstechnische

Geräte die Information aufnehmen

und, evtl. mit lokaler Information gemultiplext,

auf die nächste Übertragungsstrecke

gegeben werden.

• Fremde Netze: Da im allgemeinen Fall auch

keine fremde Kommunikationsinfrastruktur

in der Nähe verfügbar ist (Kupferdoppelader,

Koaxialkabel) bleibt noch eine Anbindung

per Funk. Ein eigene Richtfunkstrecke

wird sich nur in Ausnahmefällen installieren

lassen, so dass sich als einfache Lösung die

Nutzung des nahezu flächendeckend vorhandenen

Mobilfunks anbietet.

• Signalkabel: die Energieversorger haben

häufig parallel zu den Energiekablen sogenannte

„Signalkabel“ verlegt, über die eine

eingeschränkte Steuerung möglich ist (z.B.

für einen Leitungs-Differentialschutz, siehe

Kapitel 4.2.2, oder für die Rundsteuersignale).

Ihre Verbreitung und ihre Einsatzmöglichkeit

für eine Datenübertragung ist zu

prüfen.

• Telefonie: Ortsnetzstationen haben oft einen

Anschluss für einen „Handapparat“, über

den der Techniker vor Ort mit der nächsten

Umspannstation telefonieren kann. Hier ist

zu prüfen, inwieweit diese Infrastruktur

noch besteht (sie ist im heutigen Mobilfunkzeitalter

nicht mehr notwendig) und ob sie

für eine Datenübertragung nutzbar ist.

4.3.4.3 Umspannwerk Leitstelle

Umspannwerke sind heute schon mit einer Leitstelle

verbunden. Dabei gibt es zwei prinzipielle

Unterschiede:

• Eigene Leitungen oder

• Nutzung der Dienste eines Kommunikationsnetzbetreibers.

Bei den eigenen Leitungen kann entweder die

Stromleitung selbst zur Übertragung mitgenutzt

werden (Powerline oder Trägerfrequenztechnik)

oder parallel laufende Kabel, heute in der Regel

in Form von Glasfasern.

• Powerline-Übertragung: Datenübertragung

Huckepack auf der Energieleitung, besonders

auf der Mittelspannungsebene. Hier

wird derzeit über den Einsatz von IP diskutiert,

das Stichwort ist „IP over Medium Voltage“

(IPoMV). Da es hierbei um Punkt-zu-

Punkt-Übertragungen geht, treten die Störstrahlprobleme

von Powerline-Übertragungen

auf der Niederspannungsebene hier

nicht auf.

• Trägerfrequenztechnik auf Hochspannungsleitungen

(TFH): Eine seit über 80 Jahren genutzte

Technik für die Betriebsführung von

EVUs. Sie arbeitet im Frequenzbereich 15 ...

500 kHz (das entspricht 120 analogen Fernsprechkanälen).

Mit 10 W Sendeleistung

können ca. 500 km Entfernung überbrückt

werden.

• Digitale Übertragungssysteme über eigene

Leitungen: PDH- und SDH-Technik findet seit

ca. 20 Jahren Einsatz in der Hochspannungsebene

über:

- Richtfunk,


Seite 28

- Glasfasern im Erdungsseil auf Hochspannungstrassen

(Optical fiber composite

overhead ground wire, OPGW) und

- Glasfasern in Hoch- und Mittelspannungs-Erdkabeln.

Werden die Dienste eines Kommunikationsnetzbetreibers

in Anspruch genommen, gibt es ein

breites Angebot, das sich in der Technik, der

Bandbreite und dem Grad der Privatheit unterscheidet.

• Mietleitungen auf Basis von Kupferadern

und Glasfasern, wobei heute nur noch digitale

Techniken zum Einsatz kommen,

• Nutzung des öffentlichen Telefonnetzes (per

analogem Modem oder über ISDN), eine auslaufende

Technik,

• Datenübertragung über ISDN, z.B. auch Nutzung

des D-Kanals. Aber auch diese Lösung

ist nicht zukunftsfähig, da mittelfristig die

ISDN-Anschlüsse abgekündigt werden sollen.

• DSL-Anschlüsse,

• Mobilfunknetze (GSM, GPRS, UMTS, LTE),

• Private Funknetze, z.B. Richtfunk,

• Satellitenkommunikation.

Bei allen Lösungen ist immer zu prüfen, wie zukunftsfähig

und wie sicher sie sind.

Dabei wird aus Sicherheitsgründen einer eigenen

Infrastruktur der Vorzug gegeben.

Tonfrequenzrundsteuertechnik (TRT)

Eine Besonderheit stellt die Tonfrequenzrundsteuertechnik

dar. Sie wird seit 1930 in der Mittel-

und Niederspannungsebene genutzt um bei

entsprechend ausgerüsteten Kunden eine Tarifumschaltung

vorzunehmen. Sie benutzt Frequenzen

von 168 Hz bis 1600 Hz und überträgt

mit 10 kW bis 1 MW unidirektional Steuerbefehle

für Ein- und Ausschaltvorgänge an angeschlossene

Geräte (Stromverbraucher).

Mit der Verbreitung von elektronischen Haushaltszählern

wird es zu einer Ablösung durch eine

digitale Technik kommen.

4.3.5 Daten

Nachfolgend werden die Daten bzw Informationen

grob gelistet, die zwischen der Leitstelle und

den einzelnen Komponenten ausgetauscht werden.

4.3.5.1 Kunde Energieversorger

Hier steht an erster Stelle das Auslesen des Elektrizitätszählers

(Smart Meter), wobei der Abnehmer

dieser Daten primär nicht die Leitstelle des

Verteilnetzes ist, sondern ein Abrechnungssystem.

Natürlich sind diese Daten auch für die

Verteilnetzautomatisierung interessant, allerdings

nicht mehr auf den einzelnen Kunden bezogen,

sondern aggregiert, z.B. auf einzelne

Stränge des Energieversorgungsnetzes.

In einem zukünftigen Smart-Grid werden auch

steuerbare Verbraucher vorgesehen, besonders

solche, die eine große Zeitkonstante haben und

daher verzögert eingeschaltet werden können

(Heizung, Kühlung). Ob diese Steuerung nur per

Tarifanreiz, per Rundsteuerung (oder eine Nachfolgetechnik)

oder gezielt per Kunde erfolgen

wird, ist heute noch nicht abzusehen.

Besonders Industriebetriebe müssen eine Blindstromkompensation

vorsehen. Diese arbeitet

heute autonom, später vom Netz gesteuert. Das

ist eine Forderung der EVU um die Netzstabilität

zu gewährleisten.

Ist der Kunde gleichzeitig Einspeiser, z.B. mit einer

PV-Anlage, BHKW, Biogas usw. dann wird in

Zukunft eine Steuerung unumgänglich sein. Dazu

gehört z.B. das gezielte Abschalten der Einspeisung,

aber auch die gesteuerte Einspeisung von

Blindleistung.


Seite 29

Wenn die Elektromobilität erfolgreich wird, hat

dies großen Einfluss auf das Energieverteilnetz.

Das sind einerseits die hohen Strombedarfe zum

Laden und die sich hieraus ergebende zu erwartende

hohe Belastung der Verteilnetze, andererseits

die Chance, die Batterien in den Elektromobilen

als Puffer zu verwenden. Das wird eine

Steuerung des Ladevorgangs erfordern, z.B. damit

abends keine Spitzen auftreten, wenn alle ihr

Elektromobil ans Netz hängen. Aber auch andere

Ereignisse können zu Spitzen führen, z.B. der Ferienbeginn.

Und schließlich werden vermutlich in Zukunft

auch verteilte Speicher zu berücksichtigen sein.

Durch eine entsprechende Tarifierung könnte für

den Kunden ein Anreiz geschaffen werden, sich

einen Speicher zuzulegen, z.B. Batterien. Auch

hier gilt, wie beim Elektromobil, dass der Ladevorgang

koordiniert werden muss, außer die Ladung

erfolgt lokal durch die eigen Erzeugung,

z.B. PV-Anlage.

4.3.5.2 Ortsnetzstation Leitstelle

Nachdem heute nur wenige Ortsnetzstationen

eine kommunikationstechnische Anbindung haben,

stellt sich die Frage, ob das in Zukunft wirklich

flächendeckend notwendig ist, welche Vorteile

es bringt und was dafür zu übertragen sein

wird:

• Messwerte, z.B. Spannung, Strom, Temperatur..,

• Steuersignale, z.B. einstellbarer Trafo, Abschaltung

von Niederspannungssträngen

(derzeit nur als Protoypen verfügbar, hoher

Preis).

• Weiterleiten der Daten, die von den Kunden

per Schmalband-Powerline eingesammelt

wurden.

• Kommunikation mit Wartungspersonal

4.3.5.3 Umspannwerk Leitstelle

Gleiche Datentypen wie zwischen Ortsnetzstation

und Leitstelle, aber mehr Messwerte und Überwachungssignale,

sowie mehr Eingriffsmöglichkeiten

z.B. durch Schalter.

4.3.6 Netzreferenzkonfiguration

In der Kommunikationstechnik sind Referenzmodelle

gute Hilfsmittel zur Abstraktion und Verallgemeinerung.

Beispiele sind das Protokollreferenzmodell

und das Netzreferenzmodell. Letzte-

R S T U V

Gerät

Gerät

TA

G

W

NT

LT

Kann in einem

physikalischen Gerät

Standort 1 zusammengefasst sein

Standort 2

Abbildung 4.7: Verteilnetzautomatisierung – Referenzkonfiguration

GW = Gateway

LT = Line Termination

NT = Network Termiantion

TA = Terminal Adapter


Seite 30

LT

Standort 1

Gerät

Gerät

TA

GW

NT

Standort 2 Standort 3

Übertragungstechnischer

Multiplexer

LT

Abbildung 4.8: Anschluss untergeordneter Stationen per Multiplexer

res soll hier für den Bereich der Kommunikation

im Energie-Verteilnetz entwickelt werden.

Das Netzreferenzmodell verbindet funktionale

Blöcke, getrennt durch Referenzpunkte (Abbildung

4.7). Ob an einem Referenzpunkt letztendliche

eine physikalische Schnittstelle vorgesehen

wird, hängt von den Gegebenheiten und der

Implementierung ab. Gemäß der Darstellung in

der Telekommunikation werden die Referenzpunkte

mit Buchstaben bezeichnet.

Links sind die einzelnen Geräte wie Schalter, Trafos,

Messgeräte, Überwachungskontakte usw.

angedeutet. Ihre Kommunikationsschnittstellen

sind gegeben (Referenzpunkte R und S). Um die

Information über ein Netz zu transportieren,

müssen diese unterschiedlichen Schnittstellen

und auch die Daten an einheitliche Formate angepasst

werden. Die Telekommunikation nennt

Geräte, die solche Anpassungen vornehmen

„Mediation Device“ oder „Terminal Adapter“ (TA).

Da im Standard IEC 61850 eine solche Schnittstelle

festlegt ist, werden die einzelnen Geräte in Zukunft

nicht mehr firmenspezifische Schnittstellen

sondern die standardisierte haben (Referenzpunkt

S).

Dann erfolgt eine Aggregierung der Daten auf eine

Schnittstelle, die dann ins Netz führt (Referenzpunkt

T). Diese Geräte werden oftmals als

„Gateway“ (GW) bezeichnet. Und schließlich muss

dieser Datenstrom über eine kommunikationstechnische

Leitung übertragen werden (Referenzpunkt

U).

Zur Anpassung der internen Schnittstelle an die

Leitung dienen übertragungstechnische Geräte,

auf der linken Seite mit „Network Termination“

(NT), auf der Netzseite mit „Line Termination“ (LT)

bezeichnet.

Aus Datenschutzsicht wichtig ist die Tatsache,

dass erst die Übertragungsstrecke den geschlossenen

Bereich z.B. einer Umspannstation verlässt.

Übergeordnete Stationen nehmen u.U. zusätzlich

die Daten der untergeordneten Station auf. Dazu

gibt es zwei Optionen: wenn es nur darum geht,

LT

Standort 1

Gerät

Gerät

LT

TA

GW

NT

LT

Standort 2 Standort 3

Abbildung 4.9: Anschluss untergeordneter Stationen am Gateway


Seite 31

diese Daten weiter zu leiten, dann kann das rein

auf der übertragungstechnischen Ebene erfolgen

(Abbildung 4.8).

Sollen die Daten aber auch verarbeitet und evtl.

mit eigenen aggregiert werden, dann müssen sie

über das Gateway geleitet werden (Abbildung

4.9).

5 Elektromobilität

5.1 Übersicht

In weiten Kreisen wird die Zukunft der individuellen

Mobilität in der Elektromobilität gesehen. Da

sind erstens die endlichen Ressourcen fossiler

Energieträger, wobei auch die Treibstoffgewinnung

aus Biomasse aus verschiedenen Gründen

sehr kritisch gesehen wird. Zum Zweiten ist es

das Bestreben die CO 2 -Erzeugung zu reduzieren.

Ein Elektroauto, dessen Batterie mit Strom aus

regenerativen Energien geladen wird, ist hier

ideal. Und schließlich steckt zum Dritten in der

Elektromobilität viel neue Technik, bei der sich

die deutsche Wirtschaft zumindest in Teilbereichen

zum Innovationsführer entwickeln kann.

Ein offener Punkt bei der Elektromobilität ist die

Form, in der die Energie mitgeführt wird. Hier

konkurrieren derzeit die Brennstoffzelle – dabei

wird die Energie in Form von Wasserstoff mitgeführt

und die Batterie, heute auf Lithium-Basis.

Vorteil der Brennstoffzelle ist, dass mit einem nahezu

normalen Tankvorgang dem Fahrzeug die

Energie zugeführt werden kann. Nachteil ist die

schwierige Speicherung von Wasserstoff und der

zweimalige Umwandlungsprozess (Strom ->

Wasserstoff -> Strom). Nachteile der Batterie sind

ihr hohes Gewicht und die (heute noch) lange Ladedauer.

Derzeit liegt der Fokus der Forschung

und der Forschungsförderung auf dem Batteriebetrieb,

wobei das Rennen aber noch nicht entschieden

ist. Trotzdem wird in den folgenden Betrachtungen

vom Batteriebetrieb ausgegangen,

denn er hat weitreichende Implikationen auf das

Stromnetz und ist damit ein Feld von Smart Grid.

Aber auch bei der Batterie gibt es Optionen. Neben

dem Wiederaufladen der Batterie im Fahrzeug

gibt es noch die Möglichkeit des Batterietausches

[11]. Damit könnte in kurzer Zeit das

Fahrzeug wieder startklar sein, ein Batterietausch

ist vergleichbar einem heutigen Tankvorgang zu

sehen. Dem gegenüber stehen aber eine Reihe

von Nachteilen:

• Alle Elektrofahrzeughersteller müssten sich

auf eine oder einige wenige Batterietypen

einigen.

• Die mechanische Halterung und Kontaktierung

der Batterie müsste standardisiert sein.

• Tankstellen müssten ein großes Batterielager

vorhalten.

• Die Summe der benötigten Batterien wäre

sehr groß, viele davon nicht genutzt.

Ein anderer Ansatz ist die sogenannte Redox-

Flow-Batterie, bei der die Energie in zwei Elektrolyten

steckt, die in Tanks gelagert werden können.

Damit könnte das Tanken wirklich dem heutigen

Betanken vergleichbar sein. Allerdings hat

diese Batterie ein sehr viel schlechteres Leistungsgewicht

als z.B. LiIon-Batterien, so dass sie

heute nur stationär eingesetzt werden.

Es wird daher davon ausgegangen, dass ein Batterie

auf Lithium-Basis fest in das Fahrzeug eingebaut

ist und in diesem Zustand geladen wird.

Aufgrund der teueren Lithium-Produktion ist das

Recyclen verbrauchter LiIon-Batterien ein Muss.


Seite 32

5.2 Regierungsprogramm Elektromobilität

Die Bundesregierung hat ein „Regierungsprogramm

Elektromobilität“ gestartet, dessen Ziel es

ist, bis zum Jahre 2020 rund 1 Million Elektrofahrzeuge

und bis zum Jahre 2030 dann 5 Millionen

Elektrofahrzeuge auf deutschen Straßen zu haben.

Um dieses Ziel zu erreichen, wurden folgende

Aktivitäten gestartet [12].

• ein gemeinsames Forschungs- und Entwicklungsprogramm

als Grundlage für eine beschleunigte

Markteinführung der Elektromobilität

mit den Teilthemen:

- Zellen und Batterien,

- Elektrofahrzeug (Antriebstechnologie

und Leichtbau),

- Ladeinfrastruktur und Netzintegration,

IKT.

• Maßnahmen mit systemübergreifendem Ansatz

mit „Schaufenstern“ und „Leuchtturmprojekten“,

die zu Allianzen und Kooperationen

führen sollen und der Öffentlichkeitsarbeit

dienen.

• Aus- und Weiterbildung,

• Normen, Standards und Vorschriften,

• Ladeinfrastruktur und Energieversorgung,

• Rohstoffe, Materialien und Recycling,

• Anreize und Maßnahmen: da die Elektrofahrzeuge

zumindest am Anfang bezüglich

Preis und Leistung nicht mit herkömmlichen

Fahrzeugen mithalten können, sollen Anreize

gegeben werden wie z.B. Steuerbefreiung,

Sonderparkplätze, Freigabe von Busspuren,

• Internationale Kooperation.

Im Rahmen des Forschungs- und Entwicklungsprogramms

werden folgende Bereiche gefördert

[13]:

• Batterie (689 MIO. €),

• Antriebstechnologie (982 MIO. €),

• Leichtbau (328 MIO. €),

• IKT und Infrastruktur (753 MIO. €),

• Recycling (90 MIO €),

• Fahrzeugintegration (828 MIO. €).

Der Bereich „IKT und Infrastruktur“ umfasst die

Ladeinfrastruktur, sowie die Integration des

Elektrofahrzeugs in das Energienetz und die

Schnittstelle zum Verkehrssystem, z.B. für eine

Verkehrssteuerung [14]. In der deutschen Normungs-Roadmap

Elektromobilität wird die Notwendigkeit

der IKT klar artikuliert [15]:

„Die bisher weitgehend getrennt betrachteten

Domänen Automobiltechnik und Elektrotechnik/Energietechnik

sowie Informations- und

Kommunikationstechnik (IKT) müssen für eine erfolgreiche

Elektromobilität zusammenwachsen.“

Der letzte Bereich ist interessant und bietet viele

Möglichkeiten wie eine für Elektrofahrzeuge optimierte

Routenführung (hier könnte eine zwar

längere Route die aber weniger Steigungen und

Gefällstrecken aufweist, vorteilhaft sein; auch eine

Planung von anzufahrenden Ladepunkten auf

der gewählte Route ist denkbar), aber auch der

Zusammenhang mit anderen Forschungsprojekten

könnte Synergien schaffen (z.B. über die

Car-to-Car Communication könnte den Elektrofahrzeug

von den vorausfahrenden Fahrzeugen

eine dem Verkehrsgeschehen angepasste,

stromsparende Fahrweise signalisiert werden).

Weiterhin wird auch an eine intelligente Verknüpfung

mit den öffentlichen Verkehrsträgern

gedacht.

5.3 Elektrofahrzeuge

Eine kurze Übersicht soll zeigen, welche reinen

Elektrofahrzeuge heute schon erhältlich bzw.

demnächst angekündigt sind (keine Hybride und

keine Fahrzeuge mit Rechweitenverlängerung,

sogenannte „Range Extender“) (Tabelle 5.1). Hier

interessieren besonders die Daten von Batterie

und Motor sowie die Reichweite, die natürlich


Seite 33

Tabelle 5.1: Übersicht Elektrofahrzeuge

(Die Angaben stammen vom ADAC, aus verschiedenen Automobilzeitschriften und den Web-Seiten der Hersteller.)

Typ

Ladezeit

(230 V)

Reichweite

Batteriekapazität

Batteriegewicht

Batterietyp

Motorleistung

Markt-

Einfüh.

Tesla Roadster Sport 2,5 56 kWh 450 kg LiIon 6-8 h 215 kW 340 km 2008

Misubishi i-MiEV 2009

Peugeot Ion 16 kWh 230 kg LiIon 6 h 49 kW 150 km 2010

Citröen C-Zero 2010

Karabag 500E * 22 kWh LiIon 7h 30 kW 140 km 2010

Mini E 35 kWh LiIon 6 – 8 h 150 kW 240 km 2010

Ford Focus Electric 23 kWh LiIon 3-4 h 92 kW 160 km 2011

Nisan Leaf 24 kWh LiIon 7-8 h 80 kW 160 km 2011

Renault Kangoo 22 kWh LiIon 6-8 h 44 kW 160km 2011

Renault Fluence Z.E. 22 kWh LiIon 6-8 h 70 kW 160 km 2012

Renault Zoe LiIon 6-8 h 60 kW 160 km 2012

Audi E-Tron 42 kWh 470 kg LiIon 6-8 h 230 kW 248 km 2012

Smart ed 16 kWh LiIon 8 h 30 kW 135 km 2012

Mercedes SLS AMG E-Cell 48 kWh LiIon 392 kW 150 km 2013

Mercedes A-Klasse E-Cell 36 kWh LiIon 8 h 70 kW 200 km 2014

VW Golf Blue-E-Motion 26 kWh 315 kg LiIon 7 h 85 kW 150 km 2013

VW e-up! 18 kWh 240 kg LiIon 5 h 60 kW 130 km 2013

BMW Megacity Vehicle 30 kWh 240 kg LiIon 6 h 100 kW 160 km 2013

* Auf Basis eines Fiat 500

auch von der Geschwindigkeit und der gewählte

Route abhängen.

Schon diese kurze Übersicht zeigt, dass die Angaben

unvollständig (Batteriegewicht), teilweise

unrealistisch (Ladezeit beim Tesla Roadster) und

nicht vergleichbar sind (Beziehung zwischen Batteriekapazität,

Motorleistung und Reichweite, z.B.

bei den Modellen von Renault).

Dennoch können einige Erkenntnisse gezogen

werden:

• Alle Fahrzeuge haben eine Reichweite, die

weit über den üblichen Tagesfahrleistungen

eine Pendlers oder einer Hausfrau liegen.

Näheres dazu siehe unten.

• Die Batteriekapazitäten dafür liegen im Bereich

16 – 24 kWh, Tesla und Mercedes fahren

als Sportwagen in einer anderen Klasse.

• Auf Angaben zu Ladezeiten kann man sich

nicht verlassen – hier hilft nur Nachrechnen.

• Bei der Batterietechnologie ist man sich einige:

alle Fahrzeuge benutzen eine Lithium-

Ionenbatterie.

Vermutlich werden die beiden Batterie-Kapazitätsklassen

von ca. 20 kWh und ca. 50 kWh auch

in Zukunft Bestand haben. Größere Kapazitäten

werden erst mit neuen Batterietechnologien mit

einer höheren Energiedichte in den Elektrofahrzeugen

zu finden sein. Die NPE sieht hier Lithium-


Seite 34

Schwefel und Lithium-Luft, letztere mit einer sieben

bis achtfach höheren Energiedichte [13].

Noch ein Hinweis zur Reichweite: Laut Statistischem

Bundesamt fahren 6 von 10 Erwerbstätigen

mit dem Auto zur Arbeit – im Schnitt legen

dabei 45,8 Prozent von ihnen weniger als 10 Kilometer

(einfache Fahrt), weitere 28,1 Prozent

zwischen 10 und 25 Kilometer und 16,2 Prozent

mehr als 25 Kilometer zurück. Und laut [16] liegt

die Tagesfahrleistung privater Fahrer bei fast 70

Prozent der Fahrzeuge unter 50 km und bei fast

90 Prozent unter 100 km. Damit erfüllen alle

oben gelisteten Fahrzeuge dieses Kriterium.

Noch nicht eingerechnete ist ein weiteres Einsparpotential,

das sich durch „rekuperatives

Bremsen“ ergibt, also die Ladung der Batterie aus

der Bremsenergie. Im Stadtzyklus sollen sich so

bis zu 25 Prozent Batteriekapazität einsparen lassen

(oder die Reichweite entsprechend erhöhen

lassen).

5.4 Aufgaben

Im Zusammenhang mit Smart Grid interessiert

der Aspekt der Einbindung des Elektrofahrzeugs

in das Energienetz entsprechend dem Bereich

„IKT und Infrastruktur“ aus dem Regierungsprogramm.

Hier sind es drei Bereiche:

• Laden der Batterie aus dem Stromnetz,

• Batterie als Speicher im Stromnetz (Rückspeisen),

• Abrechnen des Ladestroms und des rückgespeisten

Stroms.

Auf diese Bereiche wird in den folgenden Unterkapiteln

näher eingegangen.

5.4.1 Laden der Batterie

Heute erfolgt das Laden entweder an der heimischen

Steckdose oder an wenigen, öffentlich zugänglichen

Ladesäulen der Energieversorger. Für

einen Massenmarkt ist aber eine ausreichende

Infrastruktur zur Verfügung zu stellen. Da aber

noch auf lange Frist das Laden eine längere Zeitdauer

erfordert als heute das Betanken, werden

Ladepunkte dort aufzubauen sein, wo sich die

Elektrofahrzeug

Fahrer längere Zeit aufhalten. Das sind besonders

Firmenparkplätze und Parkplätze z.B. von Supermarkts

und bei touristischen Einrichtungen.

Beim Laden der Batterie eines Elektrofahrzeugs

können folgende Unterscheidungen getroffen

werden [15]:

5.4.1.1 Art der Ladung:

Ladeeinrichtung

Abbildung 5.1: Laden im privaten Raum

Verbrauchsmessung

Stromnetz

• Einfache Steckdose (230 V, 16 A),

• Starkstrom-Anschluss (400 V, 16 A oder 32 A

oder 63 A),

• Induktives Laden (230 V, 16 A oder 400 V, 16

A),

• DC-Laden (450 V, 32 A oder 100 A),

• DC-Schnellladung (400 V, 150 A),

Generell gilt, dass die Ladeelektronik im Fahrzeug

untergebracht ist, denn diese ist Batteriespezifisch.

Induktives Laden und Laden mit Gleichstrom (DC-

Laden) erfordert eine größere Ladeinfrastruktur.

Auch die Frage des Steckverbinders ist zu beachten.

Derzeit sind noch drei Steckertypen in der

Diskussion [17]. Sie unterschieden sich in der Anzahl

Pole, der Stromfestigkeit und der Isolation.

Zwei Steckertypen erlauben nur 32 A, ein Steckertyp

63 A (70 A bei Gleichstrom, in einer spe-


Seite 35

ziellen Variante mit zusätzlichen Polen auch bis

zu 200 A).

Ladeeinrichtung

(„Ladesäule“)

Kommunikationsnetz

Bei den hohen Strömen sollte der Stecker nicht

unter Strom steckbar sein. Eine automatische

Verriegelung dient als Schutz.

Stromnetz

Elektrofahrzeug

Abbildung 5.2: Laden im halböffentlichen und öffentlichen

Raum

5.4.1.2 Ort des Ladepunktes:

• Privater Raum (Abbildung 5.1)

- zu Hause, also eigene Steckdose,

- an anderen privaten Steckdosen, z.B. bei

Freunden und Verwandten,

- auf dem Firmengelände („halbprivat“);

Der Firmenparkplatz kann als privater Raum angesehen

werden, z.B. wenn die Firma den Ladestrom

bezahlt, oder als halböffentlicher Raum,

vergleichbar dem Supermarktparkplatz.

• Halböffentlicher Raum (z.B. Supermarktparklatz),

und

• Öffentlich (z.B. öffentlicher Parkplatz) (Abbildung

5.2).

Der Unterschied besteht hauptsächlich in der

Frage der Abrechnung. Während im privaten

Raum eine Abrechnung über den normalen

Haushaltsanschluss möglich ist, wird im halböffentlichen

und öffentlichen Raum immer eine

Authentisierung und Fahrer-, oder Halterbezogene

Abrechnung erfolgen. Dafür wird eine

Kommunikation zu einer Zentrale benötigt.

Ladeeinrichtung

Verbrauchsmessung

integrierte Verbrauchsmessung

Abbildung 5.3: Separate Messung

Ladeeinrichtung

Stromnetz

Verbrauchsmessung

Stromnetz

? weitere Verbraucher ?

Abbildung 5.4: Gemeinsame Messung

Auf diese Kommunikation und die notwendige

Verteilung der Intelligenz wird in Kapitel 5.4.3

näher eingegangen.

Interessant für die mechanische und sicherungstechnische

Gestaltung der Ladeeinrichtung ist

noch, ob das Fahrzeug zum Laden in einem Gebäude

(Garage), unter Dach (Carport) oder ganz

im Freien steht.

5.4.1.3 Art der Messung:

Für die Messung des Verbrauchs der Ladeenergie

kann entweder der sowieso vorhandene Stromzähler

verwendet werden oder eine separate

Messeinrichtung.

Die separate Messung kann entweder über einen

eigenen Zähler erfolgen, an den nur die Ladestation

angeschlossen ist, oder über eine in die La-


Seite 36

destation integrierte Messeinrichtung (Abbildung

5.3).

Bei der Variante mit eigenem Zähler besteht die

Möglichkeit, dass mehrere Ladestationen sich

diesen einen Zähler teilen (Abbildung 5.4).

Diese Lösung kann besonders für Flottenfahrzeuge

interessant sein. Allerdings könnten dort

neben der Ladestation auch andere Verbraucher

angeschlossen werden. Inwieweit das erlaubt ist,

muss der Energieversorger festlegen.

Wird allerdings die Batterie auch zur Rückspeisung

ins Netz verwendet, dann muss sowieso jedes

Fahrzeug individuell betrachtet werden und

dann liegt auch die separate, individuelle Messung

nahe.

5.4.1.4 Art der Abrechnung:

Hier gilt im Prinzip das Gleiche wie es schon zur

Messung gesagt wurde. Der einfachste Fall ist die

Abrechnung über den normalen Stom-

Liefervertrag des Hauses.

In Zukunft werden sich aber neue Geschäftsmodelle

herausbilden, bei denen die Elektromobilität

einen eigenen Platz erhalten wird. Gründe dafür

sind die Forderung nach der Ladung zu lastschwachen

Zeiten und die Ladung mit regenerativ

erzeugtem Strom. Daher gehört der eigenständigen

Abrechnung die Zukunft.

Eine andere Frage ist die Art der Bezahlung bei

Ladestationen im öffentlichen und halböffentlichen

Raum. Darauf wird in Kapitel 5.4.3

näher eingegangen.

5.4.1.5 Steuerung der Ladung

Für die Steuerung des Laden lassen sich drei Arten

unterscheiden

• Ungesteuert: Ladezeitpunkt und Leistungsaufnahme

bestimmt der Kunde selbst.

• Der Kunde wählt einen Tarif oder eine

Schwelle im Tarif, zu dem geladen wird („Tarifanreiz“).

• Der Kunde gibt gewisse Randbedingungen

vor (z.B. zu welchem Zeitpunkt das Fahrzeug

zu wie viel Prozent geladen sein soll) und die

Ladung wird von Energieversorger gesteuert

(„Lastmanagement“).

Während Ladeleistungen bis ca. 10 kW noch ohne

Kommunikation mit dem Energieversorger entnommen

werden können, werden höhere Leistungen

einer Koordination bedürfen. Dahinter

steht der Gedanke, dass die Ladung vieler Elektrofahrzeuge

über einen längeren Zeitraum gestreckt

werden kann. Dazu folgende Überlegung:

• Ein Pendler nutzt das Fahrzeug zur Fahrt zur

Arbeitstätte und zurück. Hinfahrt ab 7.00

Uhr, Rückfahrt endet um 18.00 Uhr. Damit

stehen für das Laden in der Nacht 13 Stunden

zur Verfügung. Nimmt man eine heute

gängige Batterie mit 16 kWh und eine Ladung

mit Starkstrom 10 kW, dann ergibt sich

daraus auch bei einem schlechten Wirkungsgrad

eine Ladezeit von knapp 2 Stunden.

• Nimmt man weiter an, dass in einer Siedlung

1000 solche Pendler wohnen, dann würden

ohne intelligente Steuerung um 18 Uhr,

wenn alle ihr Elektrofahrzeug ans Stromnetz

anschließen, 10 MW über 2 Stunden benötigt.

Bei Streckung über die 10 Stunden reduziert

sich der Leistungsbedarf auf 1 MW

mit dem weiteren Vorteil, dass in der Nacht

der allgemeine Strombedarf sinkt und damit

die Ladung auch in die Schwachlastzeit verlegt

werden kann.

• Was ist aber, wenn der Nutzer am späteren

Abend noch eine Fahrt geplant hat? Dann

muss natürlich seine Ladung vorgezogen

werden. Er könnte eine Taste „Sofortladung“

drücken, die über eine Kommunikation mit

dem Energieversorger für die schnelle Ladung

sorgt.


Seite 37

• Für den Bedarf für das vollgeladene Fahrzeug

muss der Energieversorger eine Annahme

treffen, z.B. 6.00 Uhr. Auch hier

könnte der Fall eintreten, dass der Nutzer

sein Fahrzeug früher benötigt. Das könnte er

wieder dem Energieversorger signalisieren.

Jetzt reicht allerdings die einfache Taste

nicht mehr aus, sondern es müsste eine entsprechendes

Menü angeboten werden. Eine

andere Lösung wäre eine einmalige Registrierung

beim Energieversorger, so dass er

generell z.B. sein Fahrzeug schon bis um

4.00 Uhr garantiert voll geladen bekommt.

• Würden die Fahrzeuge aus der normalen

Steckdose (ca. 2,5 kW) geladen, dann ergibt

das automatisch eine Streckung, denn die

Ladedauer liegt damit bei ca. 7 Stunden. Der

Energiebedarf, wenn alle um 1000 Pendler

wieder um 18 Uhr ihre Ladung beginnen

wäre damit 2,5 MW.

ein genaues Modell der Lastverteilung, die durch

Elektrofahrzeuge verursacht wird, notwendig.

Für Elektromobilitätslasten gibt es bisher kaum

Modellierungsansätze und keine Standardlastprofile,

wie dies für andere Verbraucher, wie

Haushalte und gewerbliche Lasten der Fall ist.

Unter verschiedenen Annahmen lassen sich aber

auch für Elektrofahrzeuge Standardlastprofile

herleiten. In der Markteintrittsphase ist davon

auszugehen, dass Elektrofahrzeuge hauptsächlich

zu Hause, also nach der Arbeit, geladen werden.

Weiterhin sind Annahmen zur Ladeleistung

und Durchdringungsgrad von Elektrofahrzeugen

notwendig. Mögliche Ladeleistungen wurden bereits

weiter oben beschrieben. Für den Durchdringungsgrad

wird das Szenario der Bundesregierung,

welches in Abschnitt 5.2 beschrieben

wurde, verwendet. Demnach sind bis 2020 ca.

2,5% aller Fahrzeuge elektrisch und bis zum Jahr

2030 ca. 12,5%.

Durch die Analyse des Fahrverhaltens heutiger

Fahrzeughalter ist es möglich Rückschlüsse auf

gefahrene Tagesfahrkilometer und die Ankunftszeit

nach der letzten Fahrt am Tag zu Hause zu

ermitteln. Dies ermöglicht den Startzeitpunkt der

Ladung und die nötige Ladeenergie festzustellen.

Mit diesen Daten lässt sich das Ladeprofil eines

einzelnen Fahrzeugs zufällig erstellen, wie in Abbildung

5.5 dargestellt.

Abbildung 5.5: Beschreibung der Herleitung von

Lastprofilen für Elektrofahrzeuge

Eine Untersuchung der Universität Stuttgart an

einem realen Beispiel eines Stadtteiles hat ergeben,

dass bei den angenommenen 1 MIO. Elektrofahrzeuge

im Jahr 2020 im Energieverteilnetz

noch keine Überlastungen auftreten [18].

Die Ankunftszeit eines Fahrzeugs nach der letzten

Fahrt am Tag ist eine statistische Größe, welche

sich nach der Verteilungsfunktion der Ankunftszeiten

aller Fahrzeuge ergibt. Diese Daten

können aus einer Umfrage [19] gewonnen werden,

in der deutsche Haushalte zu ihrem Mobilitätsverhalten

befragt wurden. Abbildung 5.6

zeigt die tägliche Ankunftszeit zu Hause nach der

letzten Fahrt am Tag.

Um den Effekt von Elektromobilität auf ein Niederspannungsnetz

untersuchen zu können, ist


Seite 38

Mit diesen Informationen kann nun ein zufälliges

Profil für ein einzelnes Fahrzeug generiert werden,

indem:

• zufällig entschieden wird, ob das betrachtete

Fahrzeug am Tag überhaupt fährt

(70,1%),

• eine zufällige Ankunftszeit gezogen wird, ab

der das Fahrzeug geladen wird,

• eine zufällige Fahrstrecke gezogen wird,

welche die nachzuladende Energiemenge

bestimmt.

Abbildung 5.6: Wahrscheinlichkeitsdichte der Ankunftszeit

deutscher Fahrzeughalter nach der letzten

Fahrt am Tag

Darüber hinaus ist es wichtig, wie lange jedes

Fahrzeug geladen werden muss. Dies hängt von

der nachzuladenden Energiemenge und damit

von den gefahrenen Tagesfahrkilometern ab. Unterstellt

wird dabei ein Energieverbrauch der

Fahrzeuge von 20 kWh/100 km. In [19] wurden

die Haushalte auch zu ihrer täglich zurückgelegten

Strecke befragt, welche in Tabelle 5.2 gezeigt

wird.

Zu erwähnen ist, dass die Umfrage hier nur Werte

einschließt, die größer als 0 km sind. Das heißt,

Haushalte, die das Fahrzeug am Tag gar nicht

bewegen, sind nicht eingeschlossen und werden

separat dadurch berücksichtigt, dass 29,9% zusätzlich

sich am Tag nicht bewegen. Die durchschnittliche

Fahrleistung der restlichen 70,1% beträgt

50,1 km.

Somit ist das sich ergebende Profil eines einzelnen

Fahrzeugs rechteckig: 0 kW für die Zeit vor

der Ankunft, 11 kW für die Zeit nach der Ankunft

und vor Vollladung und schließlich wieder 0 kW

nach Vollladung.

Die Batteriekapazität wird nicht separat berücksichtigt.

Stattdessen wird die mögliche Fahrstrecke

mit einem Elektroauto auf 300 km begrenzt,

was indirekt die Größe der Batterie auf 300 km *

20 kWh/100 km = 60 kWh begrenzt, was in etwa

den größten Werten aus Tabelle 5.1 entspricht.

Erzeugt man also viele einzelne Profile für Elektrofahrzeuge,

kann das Standardlastprofil für

Elektromobilität über die Berechnung des Durchschnittswertes

oder des Erwartungswertes der

Last berechnet werden, was in Abbildung 5.7

dargestellt ist.

Tabelle 5.2: Umfrageergebnisse zur täglich zurückgelegten Strecke

Strecke in km 0-1 1-10 10-20 20-40 40-65 65-100 100-200 200+

Umfrage in % 3,5 24,3 18,0 20,9 12,9 8,7 6,7 4,5


Seite 39

Für die Elektrifizierungsgrade 2,5% und 12,5%

lässt sich kaum eine Veränderung für den ungesteuerten

Fall der Ladung von Elektroautos beobachten.

Erst mit höheren Elektrifizierungsgraden

ist eine deutliche Verschlechterung des

Spannungsbandes zu erkennen. Zusätzlich ist zu

berücksichtigen, dass auch wenn 2020 erst flächendeckend

mit einem Elektrifizierungsgrad von

2,5% gerechnet wird, es lokal an einem Niederspannungsabgang

in einer Nachbarschaft zu

deutlich höheren Elektrifizierungsgraden kommen

kann. Sind an einem Abgang mit 10 Fahrzeugen

4 elektrisch, bedeutet dies bereits einen

lokalen Durchdringungsgrad von 40%.

Abbildung 5.7: Hergeleitete Standardlastprofile für

Elektromobilitätslasten verschiedener Ladeleistungen

Mit Hilfe dieser Lastprofile ist es nun möglich eine

Netzberechnung durchzuführen und den Einfluss

von Elektrofahrzeugen auf die Belastung von Betriebsmitteln

und Spannungsabfälle abzuschätzen.

Bei Betrachtung eines städtischen Verteilnetzes

unter Berücksichtigung eines zunehmenden

Grades an Elektromobilität ergibt sich für die

maximalen und minimalen Spannungen das in

Abbildung 5.8 gezeigte Bild.

Abbildung 5.8 zeigt, dass ab 37% deutliche Verschlechterungen

im Spannungsband zu erwarten

sind. Die maximalen Spannungen, die auftreten

und maßgeblich durch PV-Anlagen verursacht

sind, werden durch die erhöhte Last sogar etwas

reduziert. Bereits ein unidirektionales Lademanagement,

welches Spannungs- und Lastmesswerte

verwendet und die Fahrzeugbeladung steuert

und ihre Wirkleistung abregelt, erzielt bereits

deutliche Effekte und stabilisiert die Spannung.

Erweitert man das Lademanagement und erlaubt

sogar die Rückspeisung von Wirkleistung zu Spitzenlastzeiten,

sind noch stärkere Effekte bei der

Spannungsstabilisierung zu beobachten.

Selbst wenn flächendeckend 2020 erst mit Elektrifizierungsgraden

von 2,5% gerechnet wird,

kann es bereits zu lokalen Häufungen an einzelnen

Abgängen kommen, die das Spannungsband

und Leitungsauslastungen erheblich verschlechtern.

Daher kann es in einzelnen schwachen Netzen

bereits frühzeitig Sinn machen ein Lademanagementsystem

zu installieren und dadurch

Netzausbau zu vermeiden.

Abbildung 5.8: Maximale und minimale Knotenspannungen

bei verschiedenen Elektrifizierungsgraden mit

und ohne Lademanagement

Inwieweit eine lokale Ladesteuerung auf die

Lastsituation im Netz reagieren kann, ist noch offen.

Dazu könnte eine Ladeelektronik permanent

die Netzspannung überwachen und ab einer Unterspannungsschwelle

die Ladung abschalten

oder die Ladeleistung reduzieren.


Seite 40

Tabelle 5.3: Optionen für die Ladung

Variante Laden aus Messung mit Steuerung der Ladung Abrechnung über Rückspeis

1* normaler

Steckdose

2 Ladestation

3 (z.B. Sicherungstechnik)

normalem

Stromzähler

separate

Messung

keine

normalen Liefervertrag

separaten Vertrag

für

E-Mobilität

nicht möglic

möglich

4 über Tarifanreiz

5 über direkte Kommunikation

* Bei Variante 1 müssen die laut Standard notwendigen Sicherheitseinrichtungen in die Leitung eingeschleift

werden (In-cable Control Box). Diese Variante wird offiziell als „Mode 2“ bezeichnet.

Besser ist es, eine Kommunikation zwischen dem

Elektrofahrzeug und dem Energieversorger zu

etablieren, über die beide eine geeignete Ladestrategie

vereinbaren können.

Ein ganz anderer Aspekt der Steuerung betrifft

die Art des Ladestroms. Eines der Ziele der Elektromobilität

ist die Reduktion des CO 2 -Ausstoßes.

Das funktioniert aber nur, wenn regenerative

Energien zum Einsatz kommen. Damit erhält die

Kommunikation mit dem Energieversorger eine

weitere Bedeutung: Die Ladung wird auf Zeiten

geschoben, in denen ein Überschuss an regenerativer

Energie vorhanden ist.

auch die im nächsten Kapitel beschriebene Rückspeisemöglichkeit

als Merkposten mit aufgenommen

wurde.

Die Abbildungen 5.9 bis 5.13 veranschaulichen

die fünf Varianten aus der Tabelle 5.3.

Bei all dieser Kommunikation zwischen dem

Elektrofahrzeug und dem Energieversorger muss

der Datenschutz beachtet werden. So können aus

dem Wissen der Anmeldung der Elektrofahrzeuge

für die Ladung und auch der Anforderung der

Sofortladung Rückschlüsse auf das Leben der

Netzer gezogen werden.

Eine Ladestation im Haus kann zusätzlich in eine

evtl. vorhandene Hausautomation eingebunden

werden.

Die Tabelle 5.3 zeigt die verschiedenen Optionen

für die Ladung, wobei in der letzten Zeile gleich


Seite 41

Ladekabel

Elektrofahrzeug Steckdose

In-cable Control Box

Stromnetz

Verbrauchs-

Erfassung für

Haushalt

Abbildung 5.9: Laden - Variante 1

Ladekabel

Stromnetz

Elektrofahrzeug

Ladeeinrichtung

Verbrauchs-

Erfassung für

Haushalt

Abbildung 5.10: Laden - Variante 2


Seite 42

Ladekabel

Stromnetz

Elektrofahrzeug

Ladeeinrichtung

Verbrauchserfassung

für Haushalt

Verbrauchserfassung

für Elektrofahrzeug

Abbildung 5.11.: Laden – Variante 3

Ladekabel

Elektrofahrzeug

SS

gesteuerte

Ladeeinrichtung

Stromnetz

Verbrauchserfassung

für Haushalt

Verbrauchserfassung

für Elektrofahrzeug

Steuerung z.B. über Tarif

Abbildung 5.12.: Laden – Variante 4

Ladekabel

Stromnetz

Elektrofahrzeug

SS

gesteuerte

Ladeeinrichtung

GW

Verbrauchserfassung für Haushalt

Verbrauchserfassung für Elektrofahrz

mEIN

Energieinformationsn

für Elektromobilität

direkte Steuerung durch den Energieversorge

Abbildung 5.13.: Laden – Variante 5

Gateway

x


Seite 43

5.4.2 Batterie als Speicher im Stromnetz

Es ist allgemein anerkannt, dass erst Speicher im

Stromnetz erlauben, das volle Potential der regenerativen

Energien auszuschöpfen. Verschiedene

Technologien sind dazu im Einsatz von bewährten

Pumpspeicherkraftwerken bis hin zur innovativen

aber (noch?) teureren Batterie.

Genau hier kann das Elektrofahrzeug einen Beitrag

leisten, denn dessen Batterie wird die meiste

Zeit entweder geladen oder nicht genutzt.

Hier muss allerdings darauf hingewiesen werden,

dass die Meinungen dazu weit auseinandergehen.

Auf mögliche Probleme und Alternativen

wird am Ende des Kapitels näher eingegangen.

Der vorher genannten Pendler wird maximal eine

Stunde morgens und eine Stunde abends fahren,

also entladen. Nimmt man die vorher genannten

8 Stunden für die normale Ladung, dann wird die

Batterie 24 - 2 - 8 = 12 Stunden nicht genutzt.

Dazu kommt noch, dass selten die gesamte Kapazität

der Batterie genutzt wird. Oben wurde

schon auf die üblicherweise geringen Tagesfahrleistungen

privater Nutzer hingewiesen. Das

Fahrzeug wird aber so ausgelegt, dass 100 bis

150 km sicher überbrückt werden können.

Betrachtet man die Lastkurve im Stromnetz, wie

sie Abbildung 5.14 zeigt, so erkennt man eine

lange lastschwache Zeit in der Nacht (unterhalb

der Schwelle 2). Hier werden z.B. Speicherbecken

gefüllt, um am Tag in den Spitzenzeiten (oberhalb

der Schwelle 1) deren Energie ins Netz zu

speisen.

Die Elektromobilität könnte hier vergleichbar arbeiten:

in der Nacht werden die Batterien geladen

und zu den Spitzenzeiten wird aus der Batterie

ins Netz rückgespeist. Besonders die vormittägliche

Spitze kann von den Elektrofahrzeugen

der Pendler gestützt werden.

Für die Frage nach der Größe des sich ergebenden

Effektes wird die folgende Rechnung durchgeführt

mit folgenden Annahmen:

• 1 MIO. Fahrzeuge in 2020,

• 50% von diesen stehen als Speicher im Netz

zur Verfügung,

• die Fahrzeuge haben eine 16-kWh-Batterie

wie im ersten Beispiel,

• der Nutzungsgrad der Fahrzeuge als Speicher

im Netz beträgt 33% (also 2/3 der

Energie stehen immer für das Fahren zur

Verfügung.).

In Summe ergibt das eine Speichervolumen von

2,67 GWh. Mit der Zunahmen an Elektrofahrzeugen

(Anzahl) und evtl. auch der Zunahme an

Akzeptanz für das Verfahren (über die 50 % hinaus)

ist diese Nutzung ein interessanter Ansatz.

Besonders die Akzeptanz muss gefördert werden,

denn der Fahrer ist heute den vollen Tank

und die uneingeschränkte Verfügbarkeit seines

Tankinhalts gewohnt. Hier sind zwei Methoden

denkbar:

Leistung

in %

100

75

50

25

Schwelle 1

Schwelle 2

6 12 18 24

Laden

Rückspeisen

bei Bedarf

Nachladen

unter Tag

Tageszeit

Abbildung 5.14: Lastkurve und Effekt der Elektromobilität


Seite 44

• Der Nutzer erhält eine adäquate Vergütung.

Schon heute zahlen Energieversorger für die

Deckung ihres Spitzenbedarfs bis zu 1,00

€/kWh. Das sollte dann auch hier gelten.

• Die Batterie gehört dem Energieversorger.

Da die Batterie die teuerste Komponente des

Elektrofahrzeuges ist, könnte der Energieversorger

deren Kosten übernehmen, dann

aber im Gegenzug den kostenlosen Zugriff

darauf erhalten.

Ähnlich der Photovoltaik-Anlage auf dem privaten

Hausdach muss jetzt ein bidirektionaler Energiefluss

betrachtet werden und eine entsprechende

Messeinrichtung muss die beiden Richtungen

getrennt erfassen können.

Auf jeden Fall erfordert diese Nutzung der Batterie

eine Kommunikation mit dem Energieversorger.

Dabei sind folgende Informationen auszutauschen:

• Kann diese Batterie als Speicher im Netz genutzt

werden? Dahinter steckt die Information,

ob diese Batterie vom Nutzer freigegeben

ist oder dem Energieversorger gehört.

• Steht die Batterie momentan als Speicher

zur Verfügung?

- Bei einer terminierten Volladung muss

gewährleistet sein, dass zum gewünschten

Zeitpunkt die Batterie voll (oder zu

einem gewissen Prozentsatz) geladen ist.

- Ein Schnellladewunsch muss berücksichtigt

werden.

• Welchen Ladezustand hat diese Batterie?

Wenn sie gerade geladen wird, dann sind

geeignete Strategien über das weitere Vorgehen

notwendig. Beispiele sind:

- Eine laufende Ladung wird vollendet, anschließend

kann die Batterie als Speicher

genutzt werden.

- Die laufende Ladung wird unterbrochen,

die Batterie auch nicht als Speicher genutzt.

- Die laufende Ladung wird unterbrochen

und die Batterie bis zur unteren Schwelle

als Speicher genutzt.

• Rückmeldung der Batterie, wenn die untere

Schwelle der Speicherenergie im Netz erreicht

ist (im obigen Beispiel die 33% der Kapazität).

Alle diese Informationen müssen zwischen Fahrzeug,

Ladestation und Energieversorger ausgetauscht

werden und die Ladung sowie das

Rückspeisen entsprechend gesteuert werden.

Abbildung 5.15 zeigt die Konfiguration mit ge-

Ladekabel

Stromnetz

Elektrofahrzeug

= ~

SS

GW

Verbrauchserfassung für Haushalt

Verbrauchserfassung für Elektrofahrzeug

Erfassung der rückgespeisten

Energie vom Elektrofahrzeug

mEIN

Energieinformationsnetz

für Elektromobilität

gesteuerte

Ladeeinrichtung

und Wechselrichter

direkte Steuerung durch den Energieversorger

für Einspeisung

Gateway

Abbildung 5.15: Laden und Rückspeisen


Seite 45

trennter Erfassung von Ladeenergie und rückgespeister

Energie sowie mit der notwendigen

Kommunikation mit dem Energieversorger.

In [1] wurde für die Übertragung der Messwerte

und die Steuerung des Haushaltes schon ein

„Kundenseitiges Energie-Informationsnetz“ (CEIN)

eingeführt. Vergleichbar kann hier eine weitere

Komponenten angefügt werden, ein „Energieinformationsnetz

für Elektromobilität“ (mEIN). Abhängig

von der Verteilung der Rollen können

CEIN und mEIN natürlich physikalisch ein Netz

darstellen. Die Verbindung zwischen Ladestation

und Energieinformationsnetz erfolgt über ein Gateway

(GW).

Wie am Anfang des Kapitels schon erwähnt, teilen

nicht alle Experten die Meinung, die Fahrzeugbatterie

könnte sinnvoll als Puffer ins Netz

integriert werden. Dabei wird einerseits auf die

heute noch geringe Anzahl an Ladezyklen für die

Batterie hingewiesen (Lebensdauerproblem), andererseits

auf die Weiterentwicklungen in der

stationären Speichertechnologie.

Heutige Lithium-Ionen-Batterien haben nur 1000

Vollladezyklen, angestrebt werden 10000. Bei einem

täglichen Ladezyklus bedeutet das eine Lebensdauer

von 3 Jahren, das Ziel sind 30 Jahre.

Gemessen am hohen Preis der Batterie erscheint

es fraglich, ob sich eine entsprechende Kompensation

für den Energieversorger rechnet, gleiches

gilt für das Modell, das der Energieversorger die

Batterie für den Kunden kostenlos bereitstellt. Als

Alternative ist denkbar, dass eine Fahrzeugbatterie,

die soviel ihrer Speicherfähigkeit verloren

hat, dass sie nicht mehr sinnvoll im Fahrzeug

eingesetzt werden kann, ihr bis zu ihrem Lebensende

nach als stationäre Batterie im Netz arbeitet

(„second life“). Weiter muss berücksichtigt werden,

dass bei optimierten Ladeverfahren (30%-

80%) eine deutliche Erhöhung der Ladezyklenzahl

erreicht werden kann.

Auf der anderen Seite stehen die stationären

Speicher. Dabei wird mit Strom ein anderes Medium

gespeichert, das später wieder in Strom

gewandelt wird. Als Medien kommen Wasser,

und Druckluft in Frage. Auch die Gewinnung von

Gas ist eine interessante Alternative, z.B. Wasserstoff

oder die Methanisierung. Und schließlich

entwickeln sich auch verschiedene Spezialbatterien

weiter, z.B. die Redox-Flow-Technologie.

Eine Vorhersage für den Zielzeitraum 2020 ist

schwierig. Hier müssen die Weiterentwicklungen

der verschiedenen Technologien sorgfältig beobachtet

werden. Erst dann kann eine sichere Aussage

getroffen werden, ob die Fahrzeugbatterie

als Puffer im Netz eine kostenadäquate Lösung

darstellt.

5.4.3 Abrechnung

Sowohl die Ladung als auch die Rückspeisung ins

Netz müssen erfasst und über eine Tarifierungs-

Struktur berechnet bzw. vergütet werden. Da das

Stromnetz, anders als das Telekommunikationsnetz,

keine Einzelanschlüsse bereitstellt,

sondern ein teilvermaschtes Baumnetz darstellt,

können die Stromflüsse nur beim Teilnehmer,

bzw. an der Ladestation erfasst werden.

Dabei bestehen verschiedene Möglichkeiten (siehe

auch Tabelle 5.3):

• Keine separate Erfassung des Stromverbrauchs,

dieser wird mit dem normalen

Zähler mit erfasst. Das bietet sich in der Anfangsphase

an, wenn die Ladung aus der

230-V-Steckdose oder der 400-V-Starkstromsteckdose

erfolgt und keine Rückspeisung

erfolgt.

• Separater Zähler für das Elektrofahrzeug

resp. für die Ladeeinrichtung.

Bei den folgenden Erfassungsarten kann der

Kunde jede beliebige Ladestation in Anspruch

nehmen.


Seite 46

• Separater Zähler für das Elektromobil mit

Authentisierung und Führen eines Kontos.

• Direktes Bezahlen an einer Ladestation, z.B.

per Karte.

Die wichtigste Frage, die es zu klären gilt, ist die

nach dem „Vertragspartner“. Damit verknüpft

sind auch die technischen Ausprägungen der Zugangskontrolle

zur Ladestation. Folgende Optionen

bestehen:

• Vertragspartner ist das Fahrzeug selbst, repräsentiert

durch den Halter. Dann kann die

Authentisierung des Elektrofahrzeuges an

der Ladestation durch das Fahrzeug selbst

erfolgen, z.B. über eine Authentisierungsprozedur

zwischen Ladestation und Fahrzeug

(Abbildung 5.16).

Vorteil dieser Lösung ist, dass der Fahrer

keine Authentisierungsprozedur durchlaufen

muss, bevor er Laden kann. Die Abrechnung

erfolgt direkt auf das Konto des Halters.

• Ist der Vertragspartner der Fahrer, dann

muss er sich an der Ladestation authentisieren,

z.B. mit einer Chipkarte einem RFID-Tag

oder dem Handy. Der RFID-Tag könnte z.B. in

den Fahrzeugschlüssel integriert werden

(Abbildung 5.17).

Vorteil dieser Lösung ist, dass sie sehr gut

mit Flottenfahrzeugen, z.B. Mietwagen,

funktioniert. Der Fahrer kann das Fahrzeug

wechseln, die Abrechnung erfolgt immer mit

dem Fahrer.

Ladeeinrichtung

(„Ladesäule“)

Buchhaltung des

Energieversorgers

Stromnetz

Elektrofahrzeug

Abbildung 5.16: Fahrzeug als Vertragspartner

Authentisierung Abrechnungsdaten Rechnungsstellung

Authentisierung

Ladeeinrichtung

(„Ladesäule“)

Stromnetz

Buchhaltung des

Energieversorgers

Elektrofahrzeug

Abbildung 5.17: Fahrer als Vertragspartner

Abrechnungsdaten

Rechnungsstellung


Seite 47

In den obigen Beispielen wurde immer nur ein

Energieversorger angenommen. In der Realität

werden verschiedene Energieversorger Ladestationen

aufbauen. Um nun nicht bei jedem dieser

Energieversorger ein Konto unterhalten zu müssen,

ist eine gegenseitige Verrechnung sinnvoll.

Dafür können Anleihen beim Mobilfunk genommen

werden: dort ist dieser Vorgang unter dem

Begriff „Roaming“ bekannt.

Technisch unterhalten die Betreiber zwei Datenbanken:

eine für die eigenen Kunden (im Mobilfunk

als „Home Location Register“ – HLR – bezeichnet)

und eine für die fremden Kunden, die

temporär das Netz nutzen (als „Visitor Location

Register“ – VLR – bezeichnet). Ein fremder Kunde

wird temporär in das VLR aufgenommen, dann

wird für die Authentisierung eine Kommunikation

mit dem Heimat-Netzbetreiber aufgenommen.

Nach Abschluss des Dienstnutzung

wird eine Abrechnung zwischen den Netzbetreibern

durchgeführt. Abbildung 5.18 zeigt ganz

grob den Ablauf, übertragen auf die Energienutzung

beim Laden.

Dabei bedeuten:

1. Registrierung des Kunden beim fremden Energieversorger,

Eintrag in die Datenbank fremder

Kunden.

2. Authentisieren beim Heimat-Energieversorger.

3. Freischaltung der Ladeeinrichtung.

4. Abrechnung des Verbrauchs zwischen den

Energieversorgern; die Rechnung für den Kunden

stellt der eigene Energieversorger.

Die dem HLR entsprechende Funktion ist in groben

Zügen bei jedem Energieversorger schon

vorhanden: die Datenbank der eigenen Kunden.

Ergänzend wird für das Roaming noch die dem

VLR entsprechende Funktion benötigt, eine Datenbank

für die besuchenden Kunden, wobei diese

aber nur temporär gespeichert werden bis die

Abrechnung erfolgt ist.

Wichtig ist die Kommunikation zwischen allen am

Roaming teilnehmenden Energieversorgern. Um

den Kunden nicht mit unzumutbaren Wartezeiten

an der Ladeeinrichtung zu belasten, muss diese

Kommunikation einschließlich der Verarbeitung

Ladeeinrichtung

(„Ladesäule“)

Buchhaltung

des fremden

Energieversorgers

1

Datenbank

fremder

Kunden

Fahrer oder

Fahrzeug

3

Stromnetz

2

4

Heimat-

Datenbank

Elektrofahrzeug

Rechnungsstellung

Buchhaltung

des eigenen

Energieversorgers

(Vertragspartner)

Abbildung 5.18: Energy-Roaming


Seite 48

in den Datenbanken sehr zügig vonstatten gehen.

Diese Kommunikation muss ausreichend

gegen Angriffe, z.B. Abrechnungsbetrug, geschützt

werden.

• Eine weitere Variante ist die Bezahlung mit

Scheck- oder Kreditkarte, bei der kein Vertrag

bestehen muss (Abbildung 5.19).

Diese Variante bietet sich für Ladestationen

im öffentlichen oder halböffentlichen Raum

an.

Bei allen diesen Varianten ist eine logische Beziehung

zwischen Fahrzeug oder Fahrer und Ladeeinrichtung

notwendig. Aus Sicherheitsgründen –

Vandalismus und Angriffe – sollte die Ladeeinrichtung

so wenig Intelligenz wie möglich enthalten,

im Idealfall die Daten nur durchreichen. Sie

agiert damit nur als „Schnittstellenwandler“. Die

eigentlichen Kommunikationspartner sind dann

Fahrzeug bzw. Fahrer und die zentrale Einrichtung

des Energieversorgers.

• Die letzte Variante schließlich erlaubt das

Bezahlen mit Bargeld oder Wertmarken. Allerdings

besteht bei Bargeld auch die Problematik

des Vandalismus. Um ein Aufbrechen

der Ladestation zu verhindern, müsste

sie täglich geleert werden. Wird mit Wertmarken

gearbeitet, müssten diese standardisiert

sein, um an Ladestationen beliebiger

Anbieter laden zu können.

5.5 Kommunikationstechniken und Kommunikationsnetze

Wird das Laden und/oder Rückspeisen vom

Energieversorger gesteuert, dann ist eine Kommunikation

zwischen Elektrofahrzeug und Ladestation

sowie zwischen Ladestation und Energieversorger

notwendig.

Für die intelligente Einbindung des Elektrofahrzeugs

in das Verteilnetz der Stromversorgung ist

ebenfalls eine Kommunikation zwischen dem

Fahrzeug und der Ladestation sowie zwischen

der Ladestation und einer Leitstelle im Netz erforderlich.

Je nachdem, ob das Fahrzeug oder der Fahrer für

die Abrechnung der Ladung verantwortlich ist,

kommt dann noch eine Kommunikation zwischen

Fahrer und Ladestation dazu.

Folgende Kommunikationspartner müssen berücksichtigt

werden (Abbildung 5.20):

• Elektrofahrzeug,

• Fahrer (Nutzer),

• Ladeeinrichtung (Ladestation),

• Messstellenbetreiber,

Ladeeinrichtung

(„Ladesäule“)

Bank

Rechnungsstellung

Bezahlung

Abrechnungsdaten

2

Geld

Stromnetz

Buchhaltung des

Energieversorgers

Elektrofahrzeug

Abrechnungsdaten 1

Abbildung 5.19: Direktes Bezahlen ohne Vertrag


Seite 49

Mobilfunk

Messdienstleister

Schlüssel

Fahrer

(Nutzer)

Chipkarte

RFID

Messtellenbetreiber

„EIN / AUS“

Abrechnung

Energieversorger

Für die dafür notwendige Kommunikation zwischen

dem Elektrofahrzeug und der Ladeinfrastruktur

(Vehicle to Grid, V2G) gibt es eine Reihe

von Möglichkeiten:

• Nutzung von Signalleitungen im Ladestecker,

• Nutzung der Energieleitungen (Powerline),

• Kurzsteckenfunktechniken (z.B. ZigBee).

Elektrofahrzeug

Ladeeinrichtung

Verteilnetz

nur „durchgereicht“

(keine Intelligenz in

der Ladeeinrichtung)

Abbildung 5.20: Beteiligte Rollen

• Messdienstleister,

Energieversorger (Händler, Tarifierung),

• Verteilnetzbetreiber.

Dabei hängen die beteiligten Rollen von der Konfiguration

ab. So ist z.B. der Fahrer nur dann relevant,

wenn er der Vertragspartner ist und beim

Laden für die Authentisierung zuständig ist.

Interessant ist auch die Frage, ob für die Ladestationen

ein separaten Betreiber zuständig ist. Vergleicht

man den Fall der heutigen Stromversorgung,

wo es inzwischen Messstellenbetreiber

und Messdienstleister gibt, muss hier von einem

Ladeinfrastrukturbetreiber ausgegangen werden

und auch des separate Messdienstleister ist

denkbar.

5.5.1 Fahrzeug Ladestation

Die Ladestation sollte so wenig Intelligenz wie

möglich beinhalten. Kommunikationsdaten sollten

weitestgehend nur durchgereicht werden.

Für die Kommunikation zwischen dem Fahrzeug

und der Ladestation gibt es vier Anwendungsfälle:

• Abrechnung (für beide Richtungen),

• Verhandlung des Tarifs (Anreiz zur Ladung

zu bestimmten Zeiten per Tarifierung),

• Lastmanagement (gesteuerte Ladung),

• Gesteuerte Rückspeisung.


Seite 50

Hier entsteht derzeit die Normenreihe ISO/IEC

15118 „Road Vehicles – Vehicle to Grid Communication

Interface“ [20]. Für die Netzschicht

wird von IPv6 ausgegangen, als Transportschichten

dienen TCP und UDP, wobei zur Sicherung

der Kommunikation die „Transport Layer

Security“ (TLS) verwendet werden soll. Die Nutzdaten

werden in einem „binary-XML-Format“

ausgetauscht, das gegenüber den normalen

Text-basierten XML um ca. den Faktor 100 kompakter

und damit auch schneller verarbeitbar ist

[21].

5.5.2 Fahrer Ladestation

Aus Abrechnungsgründen kann es notwendig

sein, eine Kommunikation zwischen dem Fahrer

und der Ladestation bereit zu stellen. Die Ladestation

wird diese Informationen dann mit einer

Abrechnungszentrale austauschen. Für diesen

Vorgang des Authentisierens bestehen folgende

Möglichkeiten:

• Eingabe von Nutzerkennung und Passwort

an der Ladestation. Allerdings ist diese Option

eher theoretischer Natur, denn man wird

den Einbau eine vollen Tastatur in die Ladesäule

vermeiden.

• Chipkarte und Kartenleser an der Ladesäule.

• RFID-Tag und Leser an der Ladesäule.

• Per Mobilfunkgerät (GPRS/UMTS/LTE, letzteres

wird in Zukunft die einzige Lösung sein).

Die elektronischen Lösungen sind unter verschiedenen

Gesichtspunkten wie Kosten, Vandalismusschutz

und Datenschutz zu untersuchen.

5.5.3 Ladestation Energieversorger

In diesem Bereich gibt es eine Reihe von Möglichkeiten,

wobei es stark davon abhängt, wo sich

die Ladestation befindet.

In oder an einem Haus besteht die Möglichkeit,

die dort vorhandene Kommunikationsinfrastruktur

zu nutzen. Das sind folgende Techniken/Netze:

• Telefonnetz / ISDN

• DSL

• Kabelnetz

• Mobilfunk

• Glasfaser

• Powerline

• Drahtloser Zugang (WLL)

Die Problematik ist die gleiche wie beim elektronischen

Haushaltszähler (Smart Metering). In [1]

wurden die Optionen gelistet und bewertet.

Schwieriger wird die Situation bei einzelstehenden

Ladestationen („Ladesäulen“) im öffentlichen

Raum. Hier reduzieren sich die Optionen, denn

die in einem üblichen Wohn- oder Geschäftshaus

vorhandenen Kommunikationsmöglichkeiten

sind hier nicht unbedingt gegeben und es ist von

Fall zu Fall zu prüfen, was einsetzbar ist.

Generell werden Funklösungen und Powerline

fast immer möglich sein.

5.5.4 Datenschutz

Steht das Elektrofahrzeug unbeaufsichtigt an einer

Ladestation, z.B. auf öffentlichem oder halböffentlichem

Grund, muss dafür gesorgt werden,

dass kein Stromdiebstahl stattfindet. Einerseits

kann eine Steckerverriegelung verhindern, dass

der Ladestecker abgezogen und an einem anderen

Fahrzeug angesteckt wird, andererseits kann

durch die permanente Kommunikation zwischen

Fahrzeug und Ladestation jegliches Manipulieren

erkannt werden.

Da im Fahrzeug einige Daten gespeichert sind, ist

ein ausreichender Schutz zu gewährleisten. Diese

Daten können z.B. Bewegungsprofile aus der

Vergangenheit beinhalten und Ladevorgänge

(Ort und Zeit). Sowohl das illegale Auslesen dieser

Daten als auch Manipulationen z.B. von Abrechnungsdaten

müssen verhindert werden.


Seite 51

6 Verknüpfungen

Die spannende Frage lautet: Können zwischen

den drei bisher betrachteten Bereichen:

Smart Meter (Messung von Verbrauch und

lokaler Erzeugung)

• Verteilnetzautomatisierung und

• Elektromobilität

Synergien genutzt werden? Dabei sind es einerseits

die kommunikationstechnische Infrastruktur,

die teilweise gemeinsam genutzt werden

kann, andererseits die erfassten Daten, die für

verschiedene Aufgaben verwendet werden können.

6.1 Infrastruktur

Die kommunikationstechnische Infrastruktur für

ein Energieinformationsnetz lässt sich in drei

Hauptbereiche unterteilen:

• Interner Bereich beim Kunden (Heim-

Energieinformationsnetz, HEIN)

• Bereich zwischen dem Kunden und einem

Energiedienstleister (Kundenseitiges Energieinformationsnetz,

CEIN), und

• Interner Bereich bei einem Energiedienstleister

(Internes Energieinformationsnetz,

IEIN).

Ist die Konfiguration für ein reines Smart Meter

noch einigermaßen übersichtlich, es wird schon

komplizierter wenn weitere Mitspieler zu berücksichtigen

sind. Beispielhaft sei ein Dienstleister im

Bereich der Hausautomation genannt, der sowohl

Messwerte von seinen Kunden erhalten

muss, als auch Steuerbefehle an Geräte seiner

Kunden schicken muss.

Um nun einerseits eine Entkopplung des Kundenbereichs,

also der Heimvernetzung, von der

Weitverkehrsinfrastruktur zu erzielen, andererseits

unterschiedliche Applikationen zu ermöglichen,

wurde zwischen den beiden Bereichen das

Heim-Energieinformations-Gateway (HEIG) vorgesehen.

Damit können die Kommunikationstechniken

im Heim und die der Weitverkehrsebene

entkoppelt werden und damit auf beiden Seiten

eine dem Bedarf angepasste Lösung

eingesetzt werden.

Das kundenseitige Energieinformationsnetz

(CEIN) ist aus Sicht des Kommunikationsnetzes

nochmals zu unterteilen in einen

• Zugangsbereich, über den der Kunde angeschlossen

wird, und ein

• Kernnetz.

Die Unterscheidung ist wichtig, da das Kernnetz

nahezu problemlos auf der Basis bestehender

Datennetze realisierbar ist, der Zugangsbereich

aber von den individuellen Verhältnissen beim

Kunden abhängt. Abbildung 6.1 zeigt die Gesamtkonfiguration

mit den oben erwähnten Elementen.

Betrachtet man die drei Smart-Grid-Bereiche unter

dem Kommunikationsaspekt, so kann festgestellt

werden, dass alle Bereiche direkt mit dem

Kunden interagieren, sie damit das HEIN und das

CEIN gemeinsam nutzen können.

HEIN

HEIG

Zugangs-

Netz

CEIN

Kern

Netz

Verarbeitung,

Gateway

EIV

IEIN

Abbildung 6.1: Struktur des Energieinformationsnetzes


Seite 52

Beim Heim-Energieinformationsnetz muss u.U.

aus Sicherheitsgründen eine starke Trennung

zwischen den „kritischen“ Messfunktionen und

weniger kritischen Funktionen z.B. einer Hausautomation

vorgesehen werden. In [1] wurde dieser

Aspekt schon angesprochen und das HEIN in ein

HEIN-M (M für Metering, also die Messungen) und

ein HEIN-C (C für Control, also Steuerungen) unterteilt

(Abbildung 6.2).

HEIN-M

HEIN-C

Abbildung 6.2: Trennung des HEIN

HEIG

Spannend ist aber auch die Frage, inwieweit im

Zugangsnetz eine Trennung der Datenströme

vorzusehen ist. Wollen verschiedene Rollen mit

dem Endkunden kommunizieren, dann könnte

jede Rolle ihren eigenen Kommunikationspfad

zum Kunden aufbauen. Es könnte sich aber auch

ein neuer Dienstleister herausbilden, der die

Energieinformationen den richtigen Abnehmern

zuführt, wir nennen ihn „Energieinformationsvermittler“

(Abbildung 6.3).

Für den Energieinformationsvermittler wäre

technisch eine Art Multiplexer auf der Netzseite

erforderlich, der eine entsprechende Intelligenz

beinhaltet. Letztere ist notwendig, da u.U. die

gleichen Daten mehreren Dienstleistern zur Verfügung

gestellt werden müssen. So interessiert

sich der Energieversorger für die Zählerdaten –

er stellt letztendlich die Rechnung. Aber auch der

Dienstleister für die Heim-Automatisierung benötigt

diese Daten.

Die Verteilnetzautomatisierung benötigt neben

den Informationen vom Kunden und evtl. auch

den Zugriff auf Kundenanlagen (z.B. Steuerung

von Wechselrichtern von PV-Anlagen), ein ausgeprägtes

internes Energieinformationsnetz (IEIN)

zwischen allen Elementen des Verteilnetzes. Die-

HEIN

HEIG

CEIN

Dienstleister

1

Dienstleister

2

HEIN

Abbildung 6.3: Zugangsnetzkonfiguration

HEIG

intelligenter

Multiplexer

CEIN

Bereich des Energieinformationsvermittlers

Dienstleister

1

Dienstleister

2


Seite 53

ses IEIN ist hochspezialisiert und hoch sensitiv.

Eine Mehrfachnutzung wird daher vermutlich

nicht stattfinden.

Andere Dienstleister werden ebenfalls entweder

eigene Netze verwenden oder das Internet nutzen,

meist mit Virtuellen Privaten Netzen (VPN).

6.2 Daten

Wie im letzten Abschnitt schon angesprochen,

werden gleiche Daten von verschiedenen Dienstleistern

genutzt. Da wäre es ineffizient, wenn jeder

seine eigene Datenerfassung und Kommunikation

unterhalten würde. Ein Energieinformationsvermittler

kann die Daten an diejenigen

Stellen weiter leiten, die sie benötigen – vorausgesetzt

natürlich, der Kunde hat dieser Weitergabe

zugestimmt. Dem Datenschutz ist an dieser

Stelle besondere Aufmerksamkeit zu widmen.

Der Energieinformationsvermittler wird sich diese

Dienstleistung natürlich bezahlen lassen.

Eine andere Möglichkeit wäre, wenn es einen

primären Abnehmer der Daten gibt, der diese

dann an andere Dienstleister weiter gibt. Allerdings

wird auch er sich den Aufwand bezahlen

lassen.

Generell sollte das Prinzip der Datensparsamkeit

gelten: Daten sollen gezielt genutzt und nicht

unnötig lange gespeichert werden.

7 Ausblick

Der Nutzen des Einsatzes der Informations- und

Kommunikationstechnik (IKT) in den Netzen und

Systemen der Energieversorgung ist allgemein

anerkannt. Die Herausforderung hier liegt darin,

die unterschiedlichen Disziplinen – die der IKT

und die der Energieversorgung – zu einem gemeinsamen

Verständnis und zu einer gemeinsamen

Sprache (Terminologie) zu bringen.

Nachdem in [1] hauptsächlich die Kommunikation

für die Bereiche Messung von Verbrauch und Erzeugung

zwischen Energieversorger und Kunde

sowie für die Hausautomation behandelt wurde,

ergänzt dieser Band die Betrachtungen um das

Verteilnetz und die Elektromobilität.

Bei der Elektromobilität treten vergleichbare

Probleme auf: die kommunikationstechnische

Anbindung des Kunden. Solange sich der mobile

Kunde im oder an einem Haus (privat oder geschäftlich)

befindet, könnte die gleichen Zugangstechniken

genutzt werden, wie sic auch ein

Smart Meter verwendet. Schwieriger wird die

freistehende Ladestation („Ladesäule“), bei der

sich die Kommunikation meist nur auf Powerline

und drahtlose Techniken abstützen kann.

Die Verteilnetzautomatisierung stellt andere Anforderungen.

Hier ist eine zuverlässige und sichere

Kommunikation zwischen den Elementen im

Verteilnetz des Energieversorgers erforderlich.

Auch in diesem Beitrag werden Komponenten

des Energieinformationsnetzes für die Energieart

„Strom“ betrachtet. Betrachtet man die anderen

Energiearten (Gas, Fernwärme) und die Versorgung

mit Wasser, so bleiben noch genügend offene

Fragen.

Danksagung

Wir bedanken uns bei Herrn Prof. Dr.-Ing. Stefan

Tenbohlen für die Diskussionen zum Thema, die

Durchsicht des Manuskriptes und den Beitrag

zum Einfluss der Elektromobilität auf das Stromnetz.


Seite 54

7 Anhang: Referenzen

[1] Der Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnik

in Stromnetzen – ein Nachhaltiges

Energieinformationsnetz; Harald Orlamünder;

Alcatel-Lucent Stiftung für Kommunikationsforschung,

Stiftungsreihe Band 85, 2009

[2] Use Cases aus dem Entwurf Normungsroadmap

Smart Grid_0-7a.doc, Dokuemnt von OFFIS als

Input für die DKE

[3] Use Cases Sammlung und Sortierung_Master.xls,

Dokument der DKE

[4] Gesetz zur Öffnung des Messwesens bei Strom

und Gas vom 8.9.2008

http://www.bgblportal.de/BGBL/bgbl1f/bgbl1

08s1790.pdf

[5] Verordnung über Rahmenbedingungen für den

Messstellenbetrieb und die Messung im Bereich

der leitungsgebundenen Elektrizitäts- und Gasversorgung

(Messzugangsverordnung –

MessZV) vom 17.10.2008

http://bundesrecht.juris.de/bundesrecht/mess

zv/gesamt.pdf

[6] Webseite des VDE Verband der Elektrotechnik

Elektronik Informationstechnik e.V.

http://www.vde.com

[7] Webseite des BDEW Bundesverband der Energie-

und Wasserwirtschaft e.V.

http://www.bdew.de/internet.nsf/id/DE_Hom

e

[8] COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT -

DEFINITION, EXPECTED SERVICES,

FUNCTIONALITIES AND BENEFITS OF SMART

GRIDS. Accompanying documents to:

COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO

THE EUROPEAN PARLIAMENT, THE COUNCIL, THE

EUROPEAN ECONOMIC AND SOCIAL COMMITTEE

AND THE COMMITTEE OF THE REGIONS - Smart

Grids: from innovation to deployment

SEC(2011) 202 final, Brussels, 12 April 2011

[9] IEC 61850 – Communication networks and systems

in substations (TC/SC 57)

[10] http://www.nexans.de/eservice/Germany-

de_DE/navigatepub_0_-

29991/Nexans_entwickelt_NS_Hybridkabel_vo

m_Typ_X_LINKED_.html

[11]

http://www.wired.com/autopia/2009/05/bett

er-place/

[12] Regierungsprogramm Elektromobilität, Herausgegeben

von den Bundesministerien für

Wirtschaft und Technologie, Verkehr, Bau und

Stadtentwicklung, Umwelt, Naturschutz und

Reaktorsicherheit sowie Bildung und Forschung.

Stand Mai 2011

[13] Zweiter Bericht der Nationalen Plattform Elektromobilität

(NPE), Herausgegeben von der Gemeinsamen

Geschäftsstelle Elektromobilität der

Bundesregierung (GGEMO), Mai 2011

[14] IKT für Elektromobilität, Herausgegeben von

den Bundesministerien für Wirtschaft und

Technologie (BMWi), März 2011

[15] Die deutsche Normungs-Roadmap – Elektromobilität

– Version 1; Herausgegeben von der

Gemeinsamen Geschäftsstelle Elektromobilität

der Bundesregierung (GGEMO), 30. November

2010

[16] VDE-Studie E-Mobility 2020: Technologien –

Infrastruktur – Märkte, VDE, November 2010

[17] Plugs, socket-outlets, vehicle connectors and

vehicle inlets - Conductive charging of electric

vehicles - Part 2: Dimensional compatibility and

interchangeability requirements for a.c. pin and

contact-tube accessories; IEC 62196-2 (in Arbeit)

[18] A. Probst, M. Braun, M. Siegel, S. Tenbohlen:

Impacts of Electric Mobility on Distribution Grids

and Possible Solution through Load Management,

paper 0126, CIRED, Frankfurt, 2011

[19] Bundesministerium für Verkehr, Bau und Städteent-wicklung,

„Mobilität in Deutschland

2008,“, Bonn, 2010

[20] Road vehicles — Vehicle-to-Grid Communication

Interface — Part 2: Technical protocol Description

and Open Systems Interconnections

(OSI) layer requirements; ISO/IEC 15118 (in Arbeit)

[21] Webseite der “Efficient XML Interchange Working

Group”, http://www.w3.org/XML/EXI/


Seite 55

8 Anhang: Abkürzungen

AC

ACSI

AWE

BDEW

CEIN

CIM

DC

DER

DKE

DSL

eHZ

EnWG

EVU

FACTS

GIS

GOOSE

GPRS

GSSE

GW

HEO

Alternating Current (Wechselstrom)

Abstract Communication Service Interface

Profile

Automatische Wiedereinschaltung

Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

e.V.

kundenseitiges Energieinformationsnetz

Common Information Model

Direct Current (Gleichstrom)

Distributed Energy Resource

Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik

Informationstechnik im DIN und VDE

Digital Subscriber Line

Elektronischer Haushaltszähler

Energiewirtschaftsgesetz

Energieversorgungsunternehmen

Flexible Alternating Current Transmission

Systems

Geoinformationssystemen

Generic Object Oriented Substation Substation

Event Profile

General Packet Radio Service

Generic Substation Status Event Profile

Gateway

Höhere Entscheidungs- und Optimierungsfunktionen

HLR Home Location RegisterHS Hochspannung

HS

IEC

IED

IKT

IP

Hochspannung

International Electrotechnical Commission

Intelligent Electronic Device

Informations- und Kommunikationstechnik

Internet Protocol

IPv6 Internet Protocol Version 6

IPoMV

ISDN

KWK

IP over Medium Voltage

Integrated Services Digital Network

Kraft-Wärme-Kopplung

LAN

LiIon

LT

LTE

MD

mEIN

MessÖ

Local Area Network

Lithium-Ionen

Line Termination

Long Term Evolution

Mediation device

Energieinformationsnetz für die Elektromobilität

Messwesen-Öffnungsgesetz

MessVZ Messzugangsverordnung

Mgt

MMI

MMS

MS

NPE

NS

NT

ONS

OPGW

PDH

PLC

PV

RFID

SCADA

SCSM

SDH

SMV

SW

TA

TCP

TFH

TLS

TRT

UDP

UMTS

Management

Mensch-Maschine-Schnittstelle

Manufacturing Messaging Specification

Mittelspannung

Nationale Plattform Elektromobilität

Niederspannung

Network Termination

Ortsnetzstationen

Optical fiber composite overhead ground

wire

Plesiochronous Digital Hierarchy

Powerline Communication

Photovoltaik

Radio Frequency Identification

Supervisory, Control and Data Acquisition

Specific Communication Service Mapping

Synchronous Digital Hierarchy

Sampled Measured Value Multicast Profile

Software

Terminal Adapter

Transmission Control Protocol

Trägerfrequenztechnik auf Hochspannungsleitungen

Transport Layer Security

Tonfrequenzrundsteuertechnik

User Datagram Protocol

Universal Mobile Telecommunication Service


Seite 56

V2G

VDE

VLR

WLL

XML

Vehicle to Grid

Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.

Visitor Location Register

Wireless Local Loop

Extended Markup Language

Autor

Harald Orlamünder, Jahrgang 1952, Studium der

Nachrichtentechnik an der Universität Stuttgart,

1979 Abschluss als Diplom-Ingenieur.

Übernahme von Aufgaben im Bereich neuer Mikrorechner

und Multiprozessorsysteme im Forschungszentrum

der damaligen Standard Elektrik

Lorenz AG.

Ab 1985 im Bereich Netzstrategie und Standardisierung

Beschäftigung mit Fragen der Breitband-

Netzgestaltung, -Netzevolution und –Netzübergängen.

Ab 1987 aktiver Teilnehmer an der internationalen

Standardisierung bei ITU und ETSI.

Ab 2003 im Bereich „Zentrale Unternehmensentwicklung“

Untersuchung von Themengebieten

jenseits der reinen Telekommunikation auf Markt

und Umsetzbarkeit.

Ab 2009: Selbständiger Berater für Informationsund

Kommunikationstechnik und Lehrbeauftragter

an der Hochschule Pforzheim

Autor zahlreicher Veröffentlichungen und Bücher,

z.B. 2000: „High Speed Netze“, Hüthig-

Verlag; 2000, 2001 und 2002: Beiträge in den

Jahrbüchern Telekommunikation und Gesellschaft;

2005: „Paket-basierte Kommunikationsprotokolle“,

Hüthig-Telekommunikation.

Mitglied in VDE/ITG und IEEE/Comsoc, Mitglied im

ITG-Fachausschuss „Kommunikationsnetze“, Leiter

der ITG-Fachgruppe 5.2.3 „Next Generation

Networks“ sowie Mitarbeit in der DKE in Fragen

des IKT-Einsatzes in der Energieversorgung.


Seite 57

Smart und Safe – Intelligente Speichersysteme im Verteilnetz

Christian Müller-Elschner

1 Die Herausforderung – Netzstrukturen werden

komplexer und damit schwieriger zu beherrschen

Strom kommt aus der Steckdose, oder? Auch

wenn es den meisten Verbrauchern ganz natürlich

vorkommt, Profis wissen natürlich: Es ist

überhaupt nicht selbstverständlich, dass Strom

immer genau dann zur Verfügung steht, wenn er

gebraucht wird. Leistungsstarke Netze, ein ausgeklügeltes

Netzmanagement und nicht zuletzt

langfristige, solide Planung gewährleisten hierzulande

seit Jahrzehnten, dass schon einiges schief

gehen muss, damit das Licht nicht wie gewohnt

angeht.

Noch. Denn Energieprofis wissen auch: Das muss

nicht zwangsläufig so bleiben, und ganz sicher

wird es nicht „von alleine“ so bleiben. Wenn wir

uns nicht bald auf die kommenden Herausforderungen

einstellen und entsprechende Anpassungsmaßnahmen

einleiten, könnte auch Europa

mittelfristig viel häufiger unter Stromausfällen zu

leiden haben. Denn: In den nächsten 20 Jahren

wird sich der Energiesektor signifikant verändern,

unter anderem durch:

• den wachsenden Strombedarf,

• den steigenden Anteil erneuerbarer Energien,

• die zunehmende Dezentralisierung der Erzeugung,

• den zunehmenden Wunsch nach Unabhängigkeit

bzw. Energieautonomie.

Regierung 1 wird der Strombedarf in den in der

OECD zusammengefassten Industrieländern bis

2035 jährlich um 1,1 Prozent wachsen – und dabei

sind alle eingeleiteten und geplanten Energieeffizienz-Maßnahmen

bereits berücksichtigt.

Für den Rest der Welt rechnet die Studie sogar

mit einem jährlichen Nachfragewachstum von 3

Prozent. Getrieben wird diese Entwicklung durch

die weiter wachsende „Elektrifizierung“ (z. B.

durch Verbraucherelektronik oder Klimaanlagen),

aber auch zunehmend durch die Elektromobilität.

Mehr Strom insgesamt bedeutet natürlich auch

eine größere Belastung der bestehenden Netze.

Gleichzeitig wird – politisch gewollt, aber zunehmend

schlicht bedarfsgetrieben – der Anteil

regenerativer Energieerzeugung in den nächsten

Jahren noch stärker ansteigen als bisher. Die Herstellungskosten

für regenerative Energieerzeugungsanlagen

sinken, ihre variablen Kosten sind

ohnehin vergleichsweise niedrig und stabil. Parallel

macht der hohe Anteil steigender und instabiler

variabler Kosten (Betrachtung über den

Lebenszyklus) fossile Kraftwerke kontinuierlich

unwirtschaftlich und unattraktiver. Eine Folge: In

den Industrieländern werden in den nächsten

Jahren weniger neue – „schmutzige“, aber eben

gut regelbare – Kohlekraftwerke erbaut werden.

Der globale Strombedarf wächst derzeit ungefähr

genauso schnell wie die Weltwirtschaft.

Nach einer jüngst veröffentlichten Studie der US-

1 U.S. Energy Information Administration / Annual Energy

Outlook 2010


Seite 58

Abbildung 1: Dezentralisierung der Energieerzeugung in Dänemark

Zudem zeichnet sich ein Trend weg von zentraler

und hin zu dezentraler Stromerzeugung ab. Noch

dominieren zentrale Stromerzeugungsanlagen in

Stromnetzen. Politisch gefördert und einhergehend

mit dem zunehmenden Einsatz regenerativer

Energien wird der Anteil dezentraler Erzeugungsanlagen

aber deutlich steigen. Windkraft-,

Photovoltaik-, Biogas- oder auch Mikro-Kraftwärmekopplungsanlagen

speisen im Gegensatz zu

mittleren bis größeren konventionellen Kraftwerken

auch direkt in die unteren Spannungsebenen

wie das Nieder- oder das Mittelspannungsnetz

ein. Dieser Trend wirbelt auch die hergebrachte

„Rollenverteilung“ im Stromnetz durcheinander:

Aus gewerblichen und privaten „Konsumenten“

werden gleichzeitig auch Strom-Produzenten

(„Prosumer“).

Schließlich gibt es starke Anzeichen für einen

Trend zur Energieautonomie. Gerade die wachsende

Vernetzung und Internationalisierung, die

auf der einen Seite zu grenzübergreifenden

Energieversorgungsstrukturen führt, verstärkt

den Drang einiger Verbraucher zu regionaler und

lokaler Unabhängigkeit, Energieautonomie und

Versorgungssicherheit. So werden zum Beispiel

schon heute 25 Prozent der neuen Gebäude in

Deutschland mit dezentralen Wärmepumpen

ausgestattet, die eine nahezu autonome Versorgung

dieser Gebäude mit Wärme ermöglichen.

Wirtschaftliche Überlegungen, Stabilitäts- und Sicherheitskriterien

sowie ökologische Gesichtspunkte

treiben diese Entwicklung weiter voran.

All diesen Veränderungen gemein ist, dass der

Aufbau zukünftiger Erzeugungskapazitäten vor

allem auf Basis regenerativer Energien erfolgen

wird. Gerade der – ökologisch und wirtschaftlich

unausweichliche – Zubau erneuerbarer Energien

erhöht die Herausforderung im Netz, die Balance

zu halten. Obwohl sich Sonne und Wind zunehmend

gut vorhersagen lassen, „produzieren“ sie


Seite 59

zunächst einmal ohne Rücksicht auf die Nachfrage.

Speicher und intelligentes Netzmanagement

können die Erneuerbaren aber regelbar machen,

der Aufbau einer dezentralen Netzstruktur eine

Überlastung bestehender Übertragungsnetze

verhindern.

2 Die „Intelligenz“ im Netz steigt – zentrale oderdezentrale

Steuerung?

Alle oben beschriebenen Entwicklungen erhöhen

die Belastung und komplizieren die Struktur des

Versorgungssystems. Sowohl Stromangebot als

auch Stromnachfrage werden schwerer prognostizierbar.

Will man diesen Entwicklungen entgegenwirken,

um zumindest den aktuellen Versorgungsstand

beizuhalten, müssen umfangreiche Maßnahmen

im Bereich Netzmanagement und -steuerung ergriffen

werden, welche den neuen Rahmenbedingungen

gerecht werden. Vor allem die Bedeutung

des zentralen Kraftwerksmanagements

wird dabei abnehmen. Bisher wurde bis auf wenige

Ausnahmen nur die Erzeugungsseite geregelt.

Diese einseitige Regelung ist längst nicht

mehr zeitgemäß. In Zukunft werden intelligent

organisierte Energieversorgungssysteme („Smart

Grids“) Zustands-Informationen und Lastflussdaten

der unterschiedlichsten Netzelemente, also

der Erzeuger, Verbraucher, Speicher und Netzbetriebsmittel

in Echtzeit abrufen und intelligent

koordinieren. Neue Strukturen werden möglich.

Wenn die Stromerzeugung zunehmend dezentral

wird, ist es nur konsequent, wenn die Struktur

zukünftiger „intelligenter Netze“ ebenso dezentral

wird. Wie und von wem soll aber so die Steuerung

gewährleistet werden? Verlangt die wachsende

Komplexität durch zunehmend dezentrale

Erzeugung nicht wesentlich mehr Steuerung, um

die Stabilität der einzelnen Netze und des Gesamtnetzes

zu jedem Zeitpunkt sicherzustellen?

Nein. Denn: Dezentrale Einheiten, die eigenständig

zum Beispiel auf lastabhängige Preisinformationen

reagieren und dezentrale Speicher, die

neue eigenständige Geschäftsmodelle ermöglichen,

haben das Potenzial, die aktuellen Versorgungsstrukturen

zu revolutionieren und die bisherige

zentralistische Steuerung dieser Einheiten

abzulösen. So würde auch, trotz des immer komplexer

werdenden Systems, der Steuerungsaufwand

deutlich reduziert.

Einzelne Verbraucher, Verbrauchergruppen, Industrieparks,

aber auch Stadtwerke können als

„legitime Anwälte des Bürgerwillens“ den Veränderungsprozess

schneller einleiten und umsetzen.

Gemeinsam gewährleisten sie ein effizientes

Nachfragemanagement, Sicherheit, Datenschutz

sowie ein attraktives Anreizsystem für die Verbraucher.

In dezentralen, zunehmend autonomen Einheiten

regeln sich jeweils die einzelnen Netzteilnehmer

mit Unterstützung von dezentralen Speichersystemen

und einer intelligenten (z. B. preisgesteuerten)

Steuerung gegenseitig aus. Innovationen

wie die Elektromobilität können bottom-up integriert

werden. Analog der neuronalen Netzwerkstrukturen

im menschlichen Körper reagieren

die dezentralen Einheiten reflexartig auf

Netzstörungen oder Frequenzschwankungen,

ohne das Gehirn beziehungsweise ein zentrales

SCADA-System damit zu „behelligen“.

Der unumgängliche Umbau wird nicht zum Nulltarif

zu haben sein. Die Branche spricht von Investitionen

in Milliardenhöhe, die notwendig

werden, um die Energienetze „fit“ für die neuen

Anforderungen zu machen. Gerade angesichts

der Summen sollte, und wird, aber dort investiert

werden, wo es am sinnvollsten und effektivsten

ist, sprich: in dezentrale, anpassungsfähige

Strukturen, die eine schnelle Integration von

mehr erneuerbaren Energien ins Netz ermöglichen.

Gerade die Politik könnte diesen Prozess


Seite 60

weiter vorantreiben zum Beispiel durch die Förderung

des Eigenverbrauchs beziehungsweise

der regenerativen Deckung von Haushalten und

Gewerbebetrieben.

Der Weg ist also klar, aber: Wie lange dauert dieser

Prozess? Und wer nimmt ihn in die Hand?

Denn klar ist auch: Eigentlich können wir es uns

nicht leisten, darauf zu warten, dass– irgendwann,

irgendwer – von oben herab („top-down“)

die relevanten technologischen Voraussetzungen

für ein intelligentes Stromnetz oder ein Super

Grid schafft. Wer weiß schon, wann die Diskussion,

wer die notwendigen Investitionen tätigen

wird, abgeschlossen ist?

Glücklicherweise ermöglicht der Wunsch der Verbraucher

nach dem Beibehalten des aktuellen

Versorgungsniveaus, nach Unabhängigkeit und

Preisstabilität sowie nach einer saubereren Umwelt

einen wesentlich schnelleren „bottom-up“

gesteuerten Prozess.

3 Die Rolle von dezentralen Speichern

vom Smart Grid zum Safe Grid

Speicher sind ein Schlüssel-Element der zukünftigen

dezentralen Netzwerkstrukturen. Mit ihnen

werden erneuerbare Energien regelbar und machen

das Netz unempfindlicher gegenüber

Schwankungen. Dem einzelnen Verbraucher geben

sie so Versorgungssicherheit („Safe Grid!“).

Wirtschaftlich ist der Einsatz von Speichern in dezentralen

Netzstrukturen besonders für regionale

und lokale Energieversorger interessant. Sie erlauben

es, mehr – lokal und günstig erzeugte –

erneuerbare Energie ins Netz zu integrieren und

Abbildung 2: Steuerung dezentraler Energienetze


Seite 61

an den Kunden zu bringen. Sie helfen, steigende

Regelenergiekosten einzudämmen und können

zudem durch Teilnahme am Sekundärregelmarkt

zusätzliche Einnahmen generieren.

Im Übertragungsnetzbereich werden vor allem

große Pump-, Druckluft- und zukünftig auch

wasserstoffbasierte Speicherkraftwerke eingesetzt.

Im Verteilnetzbereich ist hingegen der Einsatz

dezentraler Elektroenergiespeicher, also von

Batterien, wesentlich attraktiver. Sie erlauben es,

Einspeise- und Nachfrageschwankungen nahe

am Verursacher zu regulieren. Die Platzierung

der dezentralen Speicher ergibt sich in Abhängigkeit

vom Betreiber (z. B. lokaler Versorger,

Kraftwerksbetreiber, gewerblicher Verbraucher

oder privater Verbraucher) und des gewählten

Geschäfts-, Nutzungs- und Finanzierungsmodells.

Standorte können sowohl Verteilpunkte wie zum

Beispiel Trafostationen, große Wind- und Photovoltaikkraftwerke

als auch die Immobilien/Gebäude

der Verbraucher sein.

Je nach Betreibertyp ergeben sich vier grundsätzliche

Motivationen zum zukünftigen Einsatz dezentraler

Speicher:

1. Neue Umsatzquellen – Unter bestimmten Voraussetzungen

können mit dezentralen Großspeichern

Gewinne am Regelenergiemarkt erzielt

und durch Koppelung mit GuD Kraftwerken flexible

Kraftwerkseinheiten aufbaut werden, welche

dann sukzessive Grundlastkraftwerke ersetzen

können.

2. Kostensenkung – Dezentrale Energiespeicher

helfen, aktuelle Schieflastprobleme im Verteilnetzbereich

zu verringern, den Leistungsfluss zu

stabilisieren und dadurch Kosten für Ausgleichsenergie

zu reduzieren. Außerdem können Speicher

– je nach regionaler Ausdehnung eines lokalen

bzw. regionalen Versorgers – auch Netzausbaukosten

reduzieren helfen.

3. Versorgungssicherheit – Speicher stellen bei

den zunehmenden Frequenzschwankungen,

Netzstörungen oder auch Lastabwurf die unterbrechungsfreie

Stromversorgung sicher.

4. „Grünes Image“ – Die schnelle, überdurchschnittliche

Erhöhung des Anteils regenerativer

Energien in einer Stadt / einer Region durch Speichersysteme

kann zu Imagevorteilen zum Beispiel

als Urlaubsregion oder als attraktiver Arbeitgeber

führen.

Die Bedeutung von dezentralen Speichern wird

von der Politik und in Studien zunehmend unterstrichen.

In einigen „Smart-Grid“-Pilotprojekten

werden intelligente Speicherkonzepte nicht nur

konzeptionell betrachtet, sondern sind auch

schon in der Umsetzungsplanung enthalten. Erste

Schätzungen sehen ein Potenzial von mehreren

Millionen Elektroenergiespeichern der unteren

Leistungsklassen.

4 Speicher im Verteilnetz –

die Technik ist verfügbar

Chemische Speicher wie zum Beispiel Natrium-

Schwefel, Vanadium-Redox-Flow und Lithium-

Ionen sind die derzeit praktikabelsten Technologien

für einen dezentralen Einsatz. Keine davon

ist besser als die andere. Jede Batterie hat ihre

Stärken und Schwächen. Allen drei gemeinsam ist

aber, dass sie schon heute echte Lösungen für

den Einsatz von mehr erneuerbaren Energien

bieten.

4.1 Inselnetzbetrieb und Teilnahme am Regelenergiemarkt

auf Basis von Natrium-

Schwefel Batterien

Bei der Natrium-Schwefel (NaS)-Zelle besteht die

positive Elektrode aus geschmolzenem Natrium,

die negative Elektrode aus einem mit flüssigem


Seite 62

Schwefel getränkten Graphitgewebe. Als Elektrolyt

wird der Feststoffelektrolyt Aluminiumoxid

verwendet, der oberhalb einer Temperatur von

ca. 300 °C für Na+ Ionen leitend wird. Natrium-

Schwefel Batterien sind extrem langlebig. Sie

weisen eine hohe Energiedichte und keine elektrochemische

Selbstentladung auf. In Japan werden

diese Batterien bereits seit Jahren erfolgreich

als Alternative zu erdbebenanfälligen Dieselgeneratoren

als Notstromaggregate genutzt. Auch

ihre Langlebigkeit haben sie bereits bewiesen: Im

Langzeitversuch ist eine Batterie nach mittlerweile

dreizehn Jahren kontinuierlicher Voll- und Entladung

erst um 8 Prozent in ihrer Kapazität degradiert.

Die notwendigen Rohstoffe sind überall

im Überfluss verfügbar und leicht zu recyceln.

Die Schwachstelle der NaS Batterien, die hohe

notwendige Betriebstemperatur, erübrigt sich im

Dauerbetrieb am Netz. Da Energieangebot und

Nachfrage nie absolut identisch hoch sind, wird

die Batterie immer be- oder entladen und wärmt

sich dadurch selbst. Das macht die Natrium-

Schwefel Batterie im großflächigen Einsatz für

kleinere autarke Netze, wie zum Beispiel Inseln,

zur derzeit besten Technologie der Welt. Gleiches

gilt für das Load-Leveling oder Peak-Shaving in

Verteilnetzen (Teilnahme am Regelenergiemarkt).

Natrium-Schwefel Batterien z. B. der Firma NGK

sind schon heute seriell in der für Inselnetze oder

die Teilnahme an Regelenergiemärkten benötigten

Größe verfügbar. An vergleichbar großen Lithium-Ionen

Batterien wird zwar gearbeitet, jedoch

befinden sich die Arbeiten derzeit noch im

Planungs- und Prototypenstadium.

Vanadium-Redox-Flow Batterien speichern elektrische

Energie in chemischen Verbindungen. Gegenüber

herkömmlichen Akkumulatoren, in denen

das Elektrodenmaterial der Energieträger ist,

ist der Energieträger bei Flow-Batterien der

Elektrolyt. Er wird extern in Tanks gespeichert.

Dies macht diese Batterien sehr lange haltbar

und führt zu einem sehr geringen Wartungsaufwand.

Die gespeicherte Energiemenge ist von der

Tankgröße und nicht von der Größe der Zelle abhängig.

Die Zellengröße und -anzahl bestimmt

die Leistung des Batteriespeichers.

Die langlebigen und wartungsarmen Vanadium-

Redox-Flow Batterien haben ein großes Potenzial

als stationäre Batterie. Ob in Kombination mit

Photovoltaik, Windkraftanlagen, Biogasgeneratoren,

Diesel- und Gasgeneratoren oder im Netzparallelbetrieb,

die Vanadium-Redox-Flow Batterie

ist die optimale Ergänzung um eine unterbrechungsfreie

Energieversorgung zu garantieren.

Effizient und sicher sorgt die stationäre Großbatterie

für eine emissionsfreie Energiebereitstellung,

unabhängig von klimatischen, wetterbedingten

oder periodischen Faktoren.

Einige der vielfältigen Anwendungsfelder sind

die Speicherung erneuerbarer Energien für den

Betrieb von E-Fahrzeugen und Solartankstellen,

die zuverlässige Energiespeicherung und Energieversorgung

für Telekommunikationsnetze in

Regionen ohne stabiles Netz, individuelle Lösungen

für Unternehmen, die ihren Strombedarf

selbst erzeugen und nutzen wollen, die Glättung

des Energieoutputs von Erzeugern regenerativer

Energien und der Einsatz als wartungsarmer

Energiespeicher für Systeme und Gebäude ohne

Netzanbindung.

4.2 Energiespeicher für Unternehmen, Energieversorger,

Stromtankstellen, Telekommunikationsanbieter

oder abgelegene Dörfer

4.3 Lithium-Ionen Batterien für modulare (netzgekoppelte)

Lösungen im Verteilnetz

Der Oberbegriff Lithium-Ionen Batterien fasst eine

Vielzahl von Batterien auf Basis von Lithium

mit unterschiedlichen Elektrolyten und Elektrodenmaterialien

zusammen. Ihnen allen ist


Seite 63

einem engen Betriebsfenster zu betreiben. Dies

und der Einsatz teurer Materialien (z.B. Titanat)

verursacht aktuell noch vergleichsweise hohe

Herstellungskosten. Es wird aber erwartet, dass

diese aber vor dem Hintergrund des aktuellen

und geplanten weltweiten Ausbeziehungsweise

Aufbaus von Fertigungskapazitäten für Elektroautos

und durch die Entwicklung modularer Speichersysteme

auf Basis von Standardmodulen (z.

B. für Heimspeicher) weiter sinken werden.

Abbildung 3:Elektrotankstelle mit Vanadium-Redox-

Flow Batterie Cellcube FB 10/100 (Quelle: Gildemeister

Energy Solutions)

gemein, dass in den Elektroden die Lithium-

Atome in sogenannten Wirtsgittern eingelagert

werden (Einlagerungselektroden). Beim Laden

des Akkumulators werden Lithium-Ionen von der

positiven Elektrode durch den Elektrolyten, der

ebenfalls Lithium-Ionen enthält, zur negativen

Elektrode transportiert. Dort reagieren sie mit

den Elektronen, die über den äußeren Stromkreis

transportiert werden, an der Elektrodenoberfläche

zu Lithium-Atomen und werden eingelagert.

Bei der Entladung vollzieht sich der Vorgang umgekehrt.

Durch die Vielzahl der Kombinationsmöglichkeiten

ergibt sich ein sehr breites Leistungs-

und Energiedichtespektrum.

Im Bereich mobiler Anwendungen insbesondere

der Elektromobilität entwickeln sich Lithium-

Ionen-Akkumulatoren gerade zur wichtigsten

Speichertechnologie und werden von zahlreichen

Herstellern fieberhaft weiterentwickelt. Die Anforderungen

an stationäre Batterien unterscheiden

sich aber in einigen wichtigen Punkten. Dort

spielen insbesondere eine hohe Zyklenzahl beziehungsweise

Lebensdauer und sicherheitstechnische

Aspekte eine wichtige Rolle. Insbesondere

bei Heimspeichern mit langer benötigter Lebensdauer

ist es notwendig, die einzelnen Zellen

durch eine Sicherheits- und Schutzelektronik zu

überwachen und das gesamte Batteriesystem in

Fazit: Die Lithium-Inonen-Technik hat ein breites

Anwendungsspektrum, das von (Kleinst-) Computern

bis zu stationären Anwendungen reicht.

Wichtig ist es, sich die unterschiedlichen Einsatzfelder

genau anzuschauen und Steuerungssysteme

entsprechend anzupassen. Ein effizienter

Einsatz verlangt oft jahrelange Forschung und

praktische Erfahrung.

4.4 Netzkoppelung durch innovatives Batterieund

Energiemanagement

Natürlich setzt der erfolgreiche Einsatz von Batterien

als Energiespeicher ein effizientes Energiemanagement

voraus. Ein geregeltes Lademanagement

stellt zunächst einmal den ressourcenschonenden

Einsatz der Batterien in Abhängigkeit

von den im Netz verfügbaren Steuerungsinformationen

sicher. Wesentlich entscheidender

ist aber die Festlegung des „Regelwerks“, nach

dem die Batterie im dezentralen Netzwerk reagiert:

Erst so können Batterien, dezentrale Photovoltaik-

oder Windkraftanlagen und ggf. auch

Wärmeerzeugungsanlagen, auf Steuerungsinformationen

wie zum Beispiel lastabhängige Preise

reagieren.


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4.5 Praxisbeispiele – schon jetzt ist eine CO2-

freie Energieversorgung möglich

Schon heute werden Batterien in Kombination

mit intelligentem Netzmanagement eingesetzt,

um weit über die bisher nach „machbar“ geltende

Menge von 30 Prozent erneuerbaren Energien

in bestehenden Netzen zu nutzen. Einige Beispiele:

1. Autarkes Inselnetz Graciosa (Azoren)

Auf der Azoreninsel Graciosa ist der Aufbau eines

autarken Stromnetzes mit zunächst bis zu 80

Prozent regenerativen Energien geplant. Simulationen

auf dem Inselteststand der Firma Younicos

in Berlin haben gezeigt, dass dies bereits heute

technologisch möglich ist. Im Maßstab 1:3 wurde

dort die zukünftige Energieversorgungsstruktur

der Insel aufgebaut. Bestandteile des „Inselteststands“

von Younicos sind: eine 1 Megawatt

Natrium-Schwefel Batterie mit intelligenten Batterieumrichtern,

eine 210 Kilowatt Photovoltaik-

Anlage (PV-Anlage) sowie Simulatoren für weitere

PV-Anlagen, Windkraftanlagen und Verbraucher

(Lasten). Ergänzt wird die Anordnung durch

eine Mittelspannungsschaltanlage, Netznachbildung

(15 KV-Leitungen) und ein übergeordnetes

Energiemanagement. Auf Basis von hochaufgelösten

Messdaten für Windgeschwindigkeit, Sonneneinstrahlung

und Last wird die Versorgung

der Insel dynamisch nachgebildet. Langzeit-

Simulationen haben ergeben, dass es möglich ist,

die 4.500 Einwohner der Insel mit einer Mischung

Abbildung 4: Inselteststand Younicos


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aus Wind- und Solarenergie, ergänzt um drei MW

Natrium-Schwefel Batterien und ein Backup-

System, das ganze Jahr mit Strom zu versorgen.

Der benötigte Kraftstoff für das Backup-System

ist so gering, dass es perspektivisch mit vor Ort

produziertem Pflanzenöl betrieben werden kann.

Das alles ist bereits in der konkreten Planung:

Schon ab 2012 wird die Insel Graciosa ihre eigene

Energie CO2-frei erzeugen können.

2. Batteriespeicher am Netz – Pilotbetrieb mit

der Vattenfall Europe Sales GmbH

In der „testfreien Zeit“ betreibt Younicos gemeinsam

mit dem Stromvertrieb Vattenfall Europe Sales

GmbH den 1 MW-Speicher am öffentlichen

Energieversorgungsnetz des Netzbetreibers VE-

Distribution Berlin GmbH. Die in das Energieversorgungsnetz

eingespeisten Strommengen werden

durch Vattenfall Europe Sales GmbH am

Spotmarkt der European Energy Exchange (EEX)

in Leipzig vermarktet. Im Rahmen des Pilotbetriebs

optimieren die Projektpartner derzeit den

wirtschaftlichen Einsatz des Batteriespeichers

weiter.

3. Solartankstelle auf dem Gelände der Solon SE

– 100 Prozent CO2-freies Aufladen von Elektrofahrzeugen

Abbildung 5: Solar-Ladestation

Bereits seit 2008 ist auf dem Campus des Photovoltaik-Herstellers

SOLON SE eine Solartankstelle

im Einsatz. Sie besteht aus einem Solar-Mover für

die Stromerzeugung, einer Redox-Flow-Batterie

der Firma Cellstrom (100 kWh) und einem intelligenten

Steckdosensystem der Firma Younicos.

An der Solartankstelle mit acht Steckdosen können

Elektrofahrzeuge 100 Prozent CO2-frei geladen

werden. Die zentrale Ladeanzeige zeigt den

jeweiligen Ladezustand der Batterie, die in die

Ladestation integrierte Steuer- und Kommunikationselektronik

ermöglicht RFIDbasiert die Identifikation

der Nutzer und, wenn gewünscht, die

webbasierte Steuerung der Anlage. Die lange

Haltbarkeit, der geringe Wartungsaufwand, der

niedrige Preis und die getrennte Skalierbarkeit

von Leistung und Energiedichte prädestinieren

die Redox-Flow Batterie für diesen Einsatz.

4. Speicher im Gebäude – Arbeitsplätze der

Younicos-Mitarbeiter werden durch mobile

Energiespeicher versorgt

Younicos und SOLON nutzen zudem bereits seit

gut zwei Jahren Lithium-Ionen Titanat Batterien

erfolgreich als mobile Energiespeicher. Die fahrbaren

1 kWh-Aggregate versorgen energieeffizient

gestaltete Arbeitsplätze sowie bei Bedarf

die Besprechungsräume, die Besucher-Lounge

und den Veranstaltungsbereich der Mitarbeiter

im Durchschnitt zwei Tage lang autark mit Strom.

Damit werden Steckdosentanks im Boden überflüssig,

Baukosten sinken und die Energieeffizienz

neuer Gebäude lässt sich deutlich steigern.

An zentralen Ladestationen werden die mobilen

Speicher meist nachts wieder aufgeladen.


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5 Fazit – jetzt anfangen!

Fest steht: Die Energiewirtschaft steht weltweit

vor ihrer größten Veränderung seit Beginn der

industriellen Revolution. Selbst wenn wir wollten,

könnten wir nicht mehr am alten Energiemix

festhalten. Der ohnehin alternativlose Ausbau der

erneuerbaren Energie bei gleichzeitig wachsendem

Strombedarf und zunehmender Individualisierung

stellt das bisherige System vor große

Herausforderungen. Die Strukturen der Netze

müssen und werden sich dramatisch verändern.

Veränderungen bergen immer auch Chancen.

Marktteilnehmer, die frühzeitig die neuen Markttreiber

und Technologien antizipieren und ihre

Geschäftsmodelle anpassen, werden ihre Marktposition

ausbauen können. Wer hingegen als

etablierter Marktteilnehmer zu spät auf die neuen

Gegebenheiten reagiert, riskiert, den Vorsprung

der anderen nie mehr aufholen zu können

und kann langfristig sogar ganz vom Markt

verschwinden. Prominente Beispiele wie Olivetti

oder Olympia zeigen, dass auch ein großer Name

nicht vor den Folgen des Festhaltens an überholten

Geschäftsmodellen schützt. Die Erfahrung mit

vergleichbaren Umwälzungen (wie jüngst etwa

der Übergang vom leitungsvermittelten Telefonnetz

zum IPNetz beziehungsweise Internet) zeigt

aber auch, dass gerade Unternehmen, die in den

bestehenden Märkten zum Beispiel durch hohen

Kostendruck frühzeitig unter Druck geraten, später

oft die Treiber von Innovationen in neuen

Märkten werden. Beispiele finden sich im deutschen

Maschinenbau, der Automobilzulieferindustrie

und aktuell immer häufiger auch bei den

Stadtwerken.

In der Energiebranche von heute gilt: Die wesentlichen

Bausteine zukünftiger Verteilnetzstrukturen

sind bereits jetzt verfügbar. Durch intelligente

Netzstrukturen und Speichersysteme und

darauf aufbauende innovative Geschäftsmodelle

lässt sich der Anteil der regenerativen Energien

an der Stromerzeugung bereits jetzt deutlich erhöhen.

Zugleich erlauben sie die Beibehaltung

der hohen Versorgungssicherheit und helfen ein

neues Bewusstsein für Energie zu schaffen.

Das Beispiel Graciosa zeigt: Stromnetze können

„demokratisiert“ werden. Auf Graciosa sorgen

Wind, Sonne, Batterien und Bio-Diesel durch intelligente

Steuerung allein dafür, dass die Frequenz

stets 50Hz beträgt. Warum nicht bald auch an

Land?

Let the fossiles rest in peace.

Autor

Der Wirtschaftsingenieur Christian Müller-

Elschner ist bei der Younicos AG für Produkte,

Märkte und Kunden verantwortlich. Younicos

bietet mit Hilfe von Stromspeichern und neuen,

intelligenten Steuerungsmechanismen Energielösungen

auf Basis von bis zu 100 Prozent erneuerbarer

Energien an. Von 2005 bis 2010 leitete er

bei T-Systems als Mitglied der Geschäftsleitung

der Industry Line Telecommunications, Media &

Utilities den Bereich Business Development &

Marketing und war als Senior Vice President New

Business Projects u.a. für das Konzernprojekt

Smart Metering & Home Management der Deutschen

Telekom verantwortlich. Davor war er

Partner und Mitglied der Geschäftsleitung des

globalen Competence Centers InfoCom bei der

Unternehmensberatung Roland Berger Strategy

Consultants sowie Produktmanager bei der Krone

AG.

Mueller-elschner@younicos.com


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Publikationen des Projekts NEWISE

Die Publikationen können kostenfrei über das Stiftungsbüro der Alcatel-Lucent Stiftung, Lorenzstraße 10,

70345 Stuttgart bezogen werden:

Harald Orlamünder:

Der Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnik in Stromnetzen -

ein Nachhaltiges Energieinformationsnetz,

StiftungsReihe Nr. 85, Stuttgart 2009

Alexander Roßnagel, Silke Jandt:

Datenschutzfragen eines Energieinformationsnetzes,

StiftungsReihe Nr. 88, Stuttgart 2010

Claudia Eckert:

Sicherheit im Smart Grid. Eckpunke für ein Energieinformationsnetz

StiftungsReihe Nr. 90, Stuttgart 2011


Alcatel-Lucent Stiftung

Die Alcatel-Lucent Stiftung für Kommunikationsforschung ist eine gemeinnützige Förderstiftung

für Wissenschaft insbesondere auf allen Themengebieten einer „Informationsgesellschaft“,

neben allen Aspekten der neuen breitbandigen Medien speziell der Mensch-

Technik-Interaktion, des E-Government, dem Medien- und Informationsrecht, dem Datenschutz,

der Datensicherheit, der Sicherheitskommunikation sowie der Mobilitätskommunikation.

Alle mitwirkenden Disziplinen sind angesprochen, von Naturwissenschaft und Technik

über die Ökonomie bis hin zur Technikphilosophie.

Die Stiftung vergibt jährlich den interdisziplinären "Forschungspreis Technische Kommunikation",

Dissertationsauszeichnungen für WirtschaftswissenschaftlerInnen sowie Sonderauszeichnungen

für herausragende wissenschaftliche Leistungen.

Die 1979 eingerichtete gemeinnützige Stiftung unterstützt mit Veranstaltungen, Publikationen

und Expertisen ein eng mit der Praxis verbundenes pluridisziplinäres wissenschaftliches

Netzwerk, in dem wichtige Fragestellungen der Informations- und Wissensgesellschaft

frühzeitig aufgenommen und behandelt werden.

www.stiftungaktuell.de


Kontakt

Alcatel-Lucent Stiftung

Lorenzstraße 10, 70435 Stuttgart

Telefon 0711-821-45002

Telefax 0711-821-42253

E-Mail office@ stiftungaktuell.de

URL: http://www.stiftungaktuell.de

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