(openPR) Moderne Energiesysteme enthalten zahlreiche Komponenten wie Wärmepumpen, Batteriespeicher oder Photovoltaik-Anlagen. Diese stellen die Stromversorgung vor neue Herausforderungen. Was passiert zum Beispiel, wenn die Stromnetze im Winter durch die gestiegene Anzahl an Wärmepumpen stärker belastet werden als sonst und zugleich der Anteil der eingespeisten Solarenergie durch Photovoltaikanlagen sinkt?
Mit solchen Fragen beschäftigten sich Wissenschaftler*innen des Zukunftslabors Energie. Sie koppelten drei Energieforschungslabore aus Niedersachsen, um stabile und sichere Betriebsmodelle für innovative Energiesysteme zu untersuchen:
Das Labor Regenerative Energien der Hochschule Emden Leer umfasst ein Netzmodell zur Nachbildung elektrischer Verteilnetze, eine Wetterstation zur Messung von Wind- und Solarstrahlung sowie verschiedene Energieerzeuger – darunter eine Photovoltaikanlage, eine Windkraftanlage, ein Blockheizkraftwerk und einen Batteriespeicher. Das Forschungslabor_NESTEC (Networked Energy Systems Emulation Centre) des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) bietet eine Emulationsumgebung, in der reale Hardware (wie Ladesäulen, Batteriespeicher oder Photovoltaik-Wechselrichter) unter realistischen und trotzdem sicheren Bedingungen getestet werden kann. Das Labor für Heizungstechnik der Ostfalia Hochschule für angewandte Wissenschaften verfügt über wichtige Elemente der Heizungstechnik, wie Wärmepumpen, Gaskessel, Wärmespeicher und Anlagen zur Solarthermie.
Im ersten Schritt koppelten die Wissenschaftler*innen die Forschungslabore der Hochschule Emden Leer und des DLR miteinander, um reale Anlagen und digitale Steuerungssysteme gemeinsam betrachten zu können. Auf diese Weise konnten sie die Komplexität moderner Energiesysteme praxisnah abbilden. Im zweiten Schritt integrierten die Wissenschaftler*innen eine Wärmepumpe aus dem Labor der Ostfalia Hochschule in die bestehende Netzsimulation der Hochschule Emden Leer und des DLR.
Um die Funktionsweise der drei gekoppelten Labore zu testen, stellten die Wissenschaftler*innen ein Szenario nach, das dem Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) entspricht. Das EnWG regelt die Erzeugung, die Einspeisung und die Vergütung von Strom und Gas. Ziel ist eine sichere, zuverlässige und effiziente Energieversorgung. Paragraf 14a regelt die Stabilisierung des Stromnetzes im Fall einer Netzüberlastung: Netzbetreiber dürfen die Leistung sogenannter steuerbarer Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen oder Elektrofahrzeuge reduzieren, um das Stromnetz zu entlasten. Dafür ist es erforderlich, dass die Komponenten über eine digitale Schnittstelle verfügen. Die ist bei modernen Komponenten in der Regel der Fall, viele ältere Komponenten müssen nachgerüstet werden.
So auch die Wärmepumpe der Ostfalia Hochschule, die die Wissenschaftler*innen mit einer mobilen Kleinsteuerung zu einem smarten Gerät aufwerteten. Die Kleinsteuerung diente als Schnittstelle zwischen digitaler Simulation und analogen Steuersignalen. Zukünftig können somit Systeme, die über keine passende Kommunikationsschnittstelle, aber eventuell über eine Steuerung verfügen, in Untersuchungen berücksichtigt werden.
„Mit unserem Testszenario wollten wir prüfen, ob externe steuerbare Verbrauchseinrichtungen – also Energieverbraucher mit digitalen Schnittstellen – gezielt über die Labore angesteuert werden können. Um ein digitalisiertes Energienetz stabil zu halten, können verschiedene Maßnahmen ergriffen werden. Wenn die Spannung im Energienetz zu niedrig ist, dann können z. B. Verbraucher wie Wärmepumpen gezielt abgeschaltet oder überschüssige Energie – sogenannte Flexibilitäten – aus Batteriespeichern genutzt werden, um Defizite auszugleichen“, erklärt Jan Petznik, Deutsches Zentrum für Luft und Raumfahrt.
Die Wissenschaftler*innen verteilten die verschiedenen Komponenten (Batteriespeicher, Elektrofahrzeug, Photovoltaikanlage, Wärmepumpe) auf die drei Labore, um eine dezentralisierte und modulare Struktur nachzubilden. Sie wählten die Aufteilung der zu steuernden Komponenten im Niederspannungsnetz so aus, dass negative Effekte in einem Netzabschnitt (also in einem der drei Labore) auch zu Reaktionen in den weiteren Laboren führen, aber nicht im eigenen Labor ausgeglichen werden konnten. Als einfachen Indikator für die Netzstabilität wählten die Wissenschaftler*innen den Schwellwert bei 214 V (dies entspricht 7 Prozent unter Nennspannung, gemäß Norm EN50160 sind bis zu 10 Prozent erlaubt). Wurde dieser Schwellwert unterschritten, wurde die Stabilität des Stromnetzes als gefährdet angenommen und der Netzregler sollte auf die steuerbaren Verbrauchseinrichtungen einwirken, um die Spannung zu stabilisieren.
Die Experimente zeigten, dass die Ansteuerung geografisch verteilter Energiekomponenten mithilfe digitaler Technologien möglich und vorteilhaft ist. Der Netzregler reagierte auf die Spannungsänderung, indem er Steuerbefehle an die Wärmepumpe und die Ladestation des Elektrofahrzeugs sendete. Diese Anpassungen führten dazu, dass die Wärmepumpe ihren Energieverbrauch reduzierte und die Ladestation des Elektrofahrzeugs ihren Verbrauch einstellte bzw. verringerte. Darüber hinaus erhöhte der Batteriespeicher seine Einspeiseleistung in das Netz, um es zusätzlich zu stabilisieren und den Spannungsabfall auszugleichen. Daneben konnten durch standardisierte Schnittstellen bzw. universell einsetzbare Kleinsteuerungen sowohl neue als auch ältere Komponenten (ohne Kommunikationseigenschaften) in die Tests integriert werden.
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