Noch in diesem Jahrhundert endet das Zeitalter der einfachen Energiebeschaffung durch Abbau und Verbrennung fossiler Brennstoffe. Parallel dazu fordert die Bundesregierung bereits seit 2002 zum Schutz des globalen Klimas die Reduzierung der Treibhausgas-Emissionen, die durch die Verbrennung fossiler Brennstoffe entstehen. Weiterhin zwingt der geplante Ausstieg aus der Kernenergie zu mehr Energie-Effizienz und zur Nutzung regenerativer Energieträger. Unter diesen Bedingungen muss die antizyklisch auftretende Energie aus Wind, Sonne und Wasser im großen Stil nutzbar gemacht werden. Dies stellt neue Anforderungen an die Energiewirtschaft. Zukünftig müssen die aktuellen verbrauchsorientierten Energieversorgungsnetze zu erzeugungsorientierten Netzen umgebaut werden und das Puffern von Energie erlauben.

Im letzten Jahr benötigte Deutschland 601 TWh an elektrischer Energie. Davon entfielen 17 % auf erneuerbare Energieträger und hiervon wiederum mehr als ein Drittel auf die Windenergie. Wind-Energie-Anlagen (WEA) und Wasserkraftwerke stellen die effektivste Form der Stromerzeugung aus regenerativen Energieträgern dar. Die Photovoltaik erwirtschaftete mit einem Wirkungsgrad zwischen 15 und 20 % je nach Hersteller nur einen Anteil von 2 %. Um nur die Hälfte des deutschen Strombedarfs aus 2010 – also 300 TWh – über Windenergie abzudecken, wären dafür rund 60 000 Anlagen mit 2,5 MW und 2000 Volllaststunden pro Anlage erforderlich. Für Offshore-Anlagen verbessert sich diese Rechnung, da ein wesentlich kleinerer Windausfall angenommen werden darf.

Diese einfache Rechnung demonstriert, dass zukünftig eine Vielzahl von Mikrokraftwerken in das Netz zu integrieren ist. Verbessern sich die Wirkungsgrade von Windenergie- und Photo­voltaik-Anlagen in den kommenden zehn Jahren nicht drastisch, entsteht eine Vielfalt fast nicht zu beherrschender Mikro-Energiequellen. Dazu kommt die Problematik einer diskontinuierlichen Energie-Erzeugung der Energieträger Wind, Sonne und Wasser, die dem verbrauchsorientierten Netz schwankende, wenig vorhersehbare Einspeisungen beschert.

Die „virtuellen“ Kraftwerke

Beispiel eines virtuellen Kraftwerks: Um die diskontinuierliche Energie-Erzeugung koordinieren zu können, ist eine Bündelung in virtuellen Kraft­-werken notwendig. Modulare Auto­matisierungssysteme übernehmen die Steuerung der Aggregate und die Kommunikation mit Netzbetreibern und Energie-Erzeugern.

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Um die diskontinuierliche, regenerative Energie-Erzeugung koordinieren zu können, ist die Bündelung in größere Einheiten notwendig. Ein typisches Steinkohlekraftwerk erzeugt eine elektrische Leistung von 800 MW. Eine Bündelung von regenerativen Energie-Erzeugern sollte im besten Fall eine ähnliche Leistung erzeugen, so dass die Energiequellen für den Netzbetreiber handhabbar werden. Eine solche Bündelung kleinerer Energie-Erzeuger, die nach außen als ein Kraftwerk wirken und somit an der Strombörse handelbar sind, wird als „virtuelles Kraftwerk“ bezeichnet. Dabei handelt es sich um einen Kunstbegriff, der eigentlich nicht ganz passt, da Wind- und Solar-Kraftwerke genauso real sind wie konventionelle.

Für die Ausregelung der notwendigen Leistung zum Verbraucher durch den Netzbetreiber müssen die virtuellen Kraftwerke vom Netzbetreiber steuerbar sein. Nach der neuen Gesetzgebung im EEG von 2009 gilt dies bereits für Anlagen ab 100 kW. Der Netzbetreiber ist somit berechtigt, die Einspeisung aus Wind-Energie-, Photovoltaik-, Gezeiten- und Geothermie-Anlagen auf 90 %, 60 % und 30 % zu drosseln oder abzuschalten. Für jeden offensichtlich wird dies, wenn Wind-Energie-Anlagen trotz ausreichendem Wind stillstehen, was immer wieder zum Streit zwischen Anlagen- und Netzbetreibern führt. Hinzu kommt, dass die Energie-Erzeugung schon heute nicht mehr nur in den Händen weniger Unternehmen liegt. Stattdessen speist eine Vielzahl von Privatpersonen Strom aus Solaranlagen und kleinen Blockheizkraftwerken in das Netz ein. Ergo müssen sich Netzbetreiber neben den virtuellen Kraftwerken mit vielen kleinen Energie-Erzeugern im Netz auseinandersetzen. All dies wäre kein Problem, wenn es im Netz ausreichend große Energiespeicher als Puffer gäbe und die Anlagen bei Energie-Überhängen nicht mehr abgeschaltet werden müssten. Zudem erhielte das Netz damit eine bessere Stabilität.

Standardisierte Kommuni­kation im Smart Grid

Der Fernwirkcontroller 750-872 (oben) sowie die I/O-IPCs 758-870/875 unterstützen die IEC-Kommunikation nach IEC 60870-5-101/-104 und IEC 61850.

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Für einen effizienten Netzbetrieb müssen letztlich intelligente Netze geschaffen werden, die den Energiefluss entsprechend dem Angebot und der Nachfrage regeln. Automatisierungssysteme übernehmen diese Regelung und kommunizieren dazu mit Netzbetreibern und Energie-Erzeugern sowie auch innerhalb der virtuellen Kraftwerke. Hierfür kommen vielfach die seit über 20 Jahre etablierten Fernwirk­protokolle nach IEC 60 870-5-101 (seriell) sowie nach IEC 60870-5-104 (IP-basiert) zum Einsatz.

Für die Schutz- und Leittechnik in elektrischen Schaltanlagen der Mittel- und Hochspannungstechnik ist im Jahr 2004 die Norm IEC 61850 als globaler Standard veröffentlicht worden. Bei dieser Kommunikation sind die Funktionseinheiten über einen objektorientierten Ansatz modelliert; im Gegensatz zur klassischen IEC 60870, die signalorientiert arbeitet. Das hat zur Folge, dass für neue Aufgabenbereiche spezifische Erweiterungen geschaffen werden müssen. Drei solcher Erweiterungen zur Überwachung und Steuerung sind zurzeit definiert:

■    IEC 61400-25 bei Wind-Energie-Anlagen,
■    IEC 61850-7-410 bei Wasserkraftwerken und
■    IEC 61850-7-420 bei einer verteilten Energie-Erzeugung (Distributed Energy Resources) wie sie beispielsweise durch Photovoltaik-Anlagen entsteht.

Da die IEC 61850 bisher nur Objekte von Wasserkraftwerken, Photovoltaik-Anlagen und Umspannwerken definiert, sind Erweiterungen notwendig, um beispielsweise Solar- und Geothermie-Anlagen sowie Energiespeicher einzubinden. Die Anzahl der hierbei zu übertragenden Eingangs- und Ausgangsparameter ist für Windenergie-, Photovoltaik-, Biogas-, Geothermie- und Speicheranlagen äußerst unterschiedlich. Aus diesem Grund hat beispielsweise Wago die Fernwirkprotokolle in das modulare Automatisierungssystem der Serie 750 integriert. Innerhalb dieses I/O-Systems stehen über 400 unterschiedliche Eingangs- und Ausgangsmodule zur Feldebene zur Verfügung. Systemseitig überträgt es nach IEC 60870-5-101, 60870-5-104 oder IEC 61850. Die konkrete Automatisierungsaufgabe wird im Controller nach IEC 61131 programmiert.

Die signalorientierten Fernwirkprotokolle IEC 60870-5-101/-104 tauschen zwischen Leittechnik und modularer Steuerung Meldungen, Messwerte, Bitmuster, Zählwerte und (Stell-)Befehle jeweils mit und ohne Zeitstempel aus. Ein wesentlicher Mehrwert der IEC 61850 sind typisierte Objekte. Die Norm beschreibt Objekte, die ein definiertes Set von Parametern beinhalten. So hat der Generator der Wind-Energie-Anlage beispielsweise zwei mit Variablen belegte Objekttypen. Durch die Nutzung der IEC 60870 und 61850 wird daher gewährleistet, dass die Anlagen ein einheitliches Prozessabbild zum Netzbetreiber erhalten und dadurch handhabbar werden.

Fernwirkcontroller vereint Aggregate zu Kraftwerk

In den modularen Steuerungen ist für beide Normen (IEC 60870 und 61850) ein Konfigurationswerkzeug in Codesys integriert. Damit wird die IEC-Kommunikation nur noch parametriert und muss nicht mehr programmiert werden.

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Um die Vielzahl der flächendeckend in Deutschland entstandenen Energie-Erzeuger in Form von Wind- und Solarparks gut auszulasten, muss zudem eine Möglichkeit geschaffen werden, das Energie-Überangebot zu vermarkten. Davon profitieren nicht nur die neuen Energie-Erzeuger, sondern auch traditionelle Erzeuger, die bei einem erhöhten Energiebedarf regenerative Energie zukaufen, anstatt wie bisher Kraftwerke zuzuschalten. So könnte ein virtuelles Kraftwerk beispielsweise 50 dezentrale Stromerzeuger zu einem Kraftwerk mit einer Gesamtleistung von 400 MW bündeln. Die erzeugte Energie wird dann von einem Stromhändler als Regelenergie an der Strombörse gehandelt.

Hierzu gilt es, die Steuerungen und Überwachungen der dezentralen Aggregate zu einem übergeordneten System zu vereinen. Hilfreich ist an dieser Stelle eine genormte Kommunikation beispielsweise mit einem Fernwirkprotokoll nach IEC. Der Fernwirkcontroller 750-872 aus dem Wago-I/O-System überträgt eines der drei IEC-Protokolle zur Leitstelle des virtuellen Kraftwerks. Auf diese Weise werden Messwerte übertragen sowie Schaltbefehle empfangen, die die angereihten E/A-Module ausführen.

Nach jedem Versteigerungsvorgang an der Strombörse muss die Leistung des virtuellen Kraftwerks auf „Vor­haltung“ gesetzt werden. Anschließend erfolgt der Abruf der geforderten Menge durch den Übertragungsnetzbe­treiber. Der Fernwirkcontroller startet hierzu zunächst die angeschlossenen Aggregate. Während des Anfahrprozesses wird die Leistung überwacht, aus den Messwerten Summen gebildet und in Minutenwerten an die Leitzentrale übermittelt.

In einer vereinbarten Zeit – beispielsweise innerhalb von 15 Minuten – muss das virtuelle Kraftwerk seine Maximalleistung erreichen. Dabei kann es vorkommen, dass innerhalb des virtuellen Kraftwerks mit einem Feldbus-System kommuniziert wird – beispielsweise mit Modbus –, und zur Kommunikation mit anderen Leitstellen ein IP-basiertes Fernwirkprotokoll zum Einsatz kommen soll. Auch das lässt sich mit dem feldbusunabhängigen I/O-System realisieren. Da der Fernwirkcontroller über ein Webinterface verfügt, sind Störungen zudem mithilfe von digitalen Ausgangsklemmen protokollierbar.

Autor: Ulrich Hempen ist Leiter des Bereiches Energie & Prozesstechnik bei Wago Kontakttechnik.

Das Marktpotenzial im Smart Grid

Nach der diesjährigen Studie von TrendResearch steigt das Gesamtvolumen im Rahmen von Smart Grids in Europa von derzeit 99 Mrd. Euro auf 263 Mrd. Euro im Jahr 2030 an. Dies begründet sich durch den Zuwachs im Netzausbau, Stromspeichern und Smart Metering in Privat- und Zweckbauten. Einen wesentlichen Anteil daran trägt der Netzausbau, da regenerative Erzeuger nach Umweltbedingungen und nicht nach Verbrauchsorientierung positioniert werden müssen. Das Smart Metering, also die genaue Erfassung der Energie beim Verbraucher, ist laut der Studie zwingend für das Smart Grid notwendig, da die diskontinuierliche Einspeisung mit dem Verbrauch geregelt werden muss. Smart-Metering-Infrastrukturen befinden sich in der Normung.

In bisherigen Konzepten wird zur Kommu­nikation zwischen den Strom-, Gas- und Wasserzählern und der Übertragungseinheit – dem so genannten MUC (Multi Utility Communication) – die drahtlose aber auch drahtgebunden Kommunikation über das MBus-Protokoll, RS232 sowie SML (Smart Metering Language) eingesetzt. Einem flächendeckenden Ausbau der intelligenten Smart Meter hat die Bundesnetzagentur jedoch Anfang dieses Jahres widersprochen, da die Übertragungspro­tokolle der Messwerte nicht ausreichend verschlüsselt waren. Außerdem steht der hohe Energiepreis dem Einbau intelligenter Smart Meter im Wege, denn dies lässt eine Umlage auf den Verbraucher kaum zu. Ist der einzelne Verbraucher nicht bereit, für den Mehrwert seiner Verbrauchsanalyse zu zahlen, muss der Netzbetreiber diese Investition tragen.