Nachhaltige Energieversorgung und Integration von Speichern

In the past decades, many countries (e.g., Germany and Denmark) have experienced a significant change in their energy structures – from fossil-based resources to clean renewables. The scenario of highly penetrated renewables is going to be further enhanced in the future mixed energy paradigms. This requires that the production, distribution and use of the energy should be as technological efficient as possible and incentives to save energy at the end-user should also be strengthened. In order to realize the transition smoothly and effectively, energy conversion systems, currently based on power electronics technology, will again play an essential role in advancing the grid integration of renewables. In view of this issue, some of the most emerging renewable energies, e.g., wind energy and photovoltaic, which by means of power electronics are changing character as a major part in the electricity generation, are explored. Issues like demands to renewables, power converter technologies, control of the systems, and advanced grid integration are covered.

Der Verteilnetzausbau ist ein wesentlicher Baustein für die Integration erneuerbarer Energien in das System der elektrischen Energieversorgung. Studien wie die dena-Verteilnetzstudie [1] haben gezeigt, dass in den nächsten Jahren ein signifikanter Netzausbau notwendig ist. Dieser kann jedoch durch Netzinnovationen reduziert werden. Im folgenden werden neue Ansätze zur Netzplanung und zum Netzbetrieb vorgestellt, die in der Lage sind, die Netzeffizienz zu erhöhen und den Ausbaubedarf zu verringern.

Der Ausbau der Regenerativen Energien in Deutschland schreitet im Rahmen der politischen Ausbauziele zügig voran. Diese Entwicklung stellt eine Herausforderung für die Netzbetreiber dar, denn sie müssen bei stark steigenden Anteilen von dezentral eingespeister erneuerbarer Energie weiterhin für die Sicherheit der Netze sorgen. Regenerative Erzeugungsanlagen sollen daher zunehmend Systemdienstleistungen erbringen, die vorher nur von konventionellen Kraftwerken eingefordert wurden. Die zahlreichen Netzanschlussvorhaben müssen auf die Einhaltung der geltenden Anforderungen überprüft werden. Diese Bewertungsverfahren sind im Sinne der Energiewende effizient, neutral und rechtssicher durchzuführen. In Deutschland hat sich dazu die Netzanschlussprüfung durch akkreditierte Zertifizierungsstellen etabliert, welche in diesem Beitrag detailliert erläutert wird.

Der Einsatz von Stromspeichern zur Integration der erneuerbaren Energien und zum Umbau der Energiesysteme muss die Vorgaben des Energiewirtschaftsrechts beachten. Ein Sonderrecht für Stromspeicher besteht darin nicht, stattdessen ergibt sich der Rechtsrahmen aus den allgemeinen Bestimmungen des Energiewirtschaftsgesetzes und des Erneuerbare- Energien-Gesetzes sowie spezifischer für einzelne Fragen von Stromspeichern getroffener Einzelregelungen. In dem mit dem Weißbuch des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) vorgeschlagenen „Strommarkt 2.0“ werden sich Speicher als eine unter den Flexibilitätsoptionen unter den regulatorischen Rahmenbedingungen behaupten müssen. Für den Einsatz von Speichern besonders wichtige Rahmenbedingungen werden mit diesem Beitrag aufgezeigt und im Besonderen der Frage nachgegangen, wie die Speicher im Zusammenspiel mit Netzausbau und Einspeisemanagement aus rechtlicher Sicht zu verorten sind.

Erneuerbare Energien werden in Deutschland zu einem großen Teil in Verteilnetzen bereitgestellt. Hierdurch ändern sich die Anforderungen an die Verteilnetze, da der Leistungsfluss weniger gut prognostizierbar wird und dieser zunehmend durch Einspeisungen in den unteren Netzebenen und der damit einhergehenden Umkehrung des Lastflusses hin zur Rückspeisung geprägt ist. In der Vergangenheit wurden von verschiedenen Institutionen die Potenziale verschiedener Technologien zur Entlastung der Verteilnetze und des Gesamtsystems ermittelt, hierunter auch die Möglichkeiten des systemdienlichen Erzeugungsmanagements. Wie gut dieses Potential genutzt werden kann, hängt maßgeblich davon ab, ob es sich unter den aktuellen rechtliche-regulatorischen Rahmenbedingungen für den einzelnen Akteur betriebswirtschaftlich lohnt, seine Anlage netzdienlich zu betreiben. Dieses Paper untersucht innerhalb einer zweistufigen – wirtschaftlichen und technischen – Modellierung und Simulation, wie private PV-Anlagenbetreiber, welche ihre Einspeisung durch die zusätzliche Installation eines Speichers flexibilisieren, unter den aktuellen Anreizmechanismen des Rechts- und Förderrahmens handeln. Es ermittelt, welche Effekte dies auf die resultierende Austauschleistung eines lokalen Verteilnetzes hat. Die Arbeiten sind innerhalb des vom Bundesministerium für Bildung und Forschung geförderten Projekts „Effiziente Nutzung erneuerbarer Energien durch regionale ressourcenoptimierte ‚intelligente‘ Versorgungs- und Verbrauchsnetze (Smart Microgrids)“ (FKZ: 03EK3524 B, C und D) entstanden.

Im Jahr 2014 lieferten Erneuerbare Energien bereits mehr als ein Viertel der Bruttostromerzeugung, wovon wiederum rund 22 % auf Photovoltaik-Anlagen entfielen. Diese Technologie ist von einer hohen Dezentralität geprägt. Von den ca. 1,4 Millionen Anlagen in Deutschland sind ca. 97 % in der Niederspannung angeschlossen – das entspricht ca. 80 % der installierten Leistung. Mit den sinkenden Einspeisevergütungen für Photovoltaik-Strom rückt der elektrische Eigenverbrauch in den Fokus der Anwendung. Jedoch sind die Leistungsprofile der Erzeugung und vor allem des Verbrauchs hoch volatil. Dies erfordert kurze Zeitintervalle bei der Messung bzw. bei der Simulation der elektrischen Leistungen, wenn diese realitätsnah abgebildet werden sollen. Smart-Meter sind prinzipiell zu solchen Messungen fähig, jedoch ist die Datenerfassung und Übertragung nicht trivial. Zu berücksichtigen sind die regulatorischen Vorgaben, die vorhandene Infrastruktur für Datenkommunikation, ihre Sicherheit und Zuverlässigkeit, die Akzeptanz der beteiligten Haushalte oder sonstigen Endkunden sowie die Kosten. Im Projekt Smart Grid Solar werden seit November 2014 in einem ländlich geprägten Ortsteil der Stadt Hof mit hoher PV-Durchdringung über 30 Smart-Meter in sehr kurzen Messintervallen von 15 Sekunden ausgelesen. Die 12 erfassten PV-Anlagen weisen eine hohe Vielfalt an Ausrichtungen auf, welche es ermöglicht, deren Auswirkung auf den Eigenverbrauch zu untersuchen. Gleichzeitig werden Erkenntnisse darüber gewonnen, wie stark die Werte für Eigenverbrauch abweichen, wenn längere Zeitintervalle als 15 Sekunden als Grundlage der Berechnung dienen. Die bisherigen Ergebnisse zeigen, dass sich der Fehler bei der Betrachtung von 15 min- Intervallen bereits auf 5 – 10 % beläuft. Zusätzlich wurde in einer detaillierten techno-ökonomischen Betrachtung die Wirtschaftlichkeit verschiedener elektrischen Solarspeicher-Systeme untersucht. Alle notwendigen technischen Parameter und die aktuellen regulatorischen Rahmenbedingungen sowie die Preisgestaltung der Komponenten wurden berücksichtigt, inklusive einer Abschätzung der Genauigkeit anhand einer Monte-Carlo-Simulation. Das Model zeigt, dass unter aktuellen Bedingungen PV-Anlagen wirtschaftlich sind und die optimale Anlagengröße sich zu kleinen Leistungen hin verschiebt. Selbst die günstigsten Speicher reduzieren hingegen im Moment noch die Rendite.

Im Rahmen dieser Publikation wurde analysiert, wie eine Notstromversorgung nicht-kritischer Infrastrukturen durch Photovoltaik-Systeme verwirklicht werden kann. Dazu wurden vier Szenarien entwickelt und modelliert, die eine Abschätzung des Leistungs- und Energiebedarfs ermöglichen. Dies beinhaltete die Untersuchung relevanter Verbraucher in den einzelnen Szenarien, die Größe des Solargenerators sowie eines Zwischenspeichers. Es wurde zwischen Sommer und Winter sowie der verfügbaren Solarstrahlung in drei Sektoren Deutschlands differenziert. Abschließend fand eine Analyse des Flächen- und des Kostenbedarfs sowie eine Diskussion der Realisierbarkeit in Anbetracht der räumlichen und finanziellen Möglichkeiten in den einzelnen Szenarien statt. Es wurde ermittelt, dass Unterschiede zwischen dem nordwestlichen Sektor und dem südlichen Sektor von bis zu 45 % beim Flächenbedarf existieren. Eine Bewertung der benötigten Flächen ergab, dass Notstromversorgungssysteme allein mit Photovoltaik-Systemen oft aus Platzgründen nicht realisierbar sind. Im Anschluss wurden verschiedene Kostenpunkte einer Photovoltaik-Anlage separat betrachtet. Die Kosten variieren bis zu 41 % zwischen den betrachteten Bereichen Deutschlands.

Die Entwicklung optimierter Verteilnetze erfordert einen hohen Bedarf an Investitionsmitteln. Insbesondere auf der Niederspannungsebene gestaltet sich die Steuerung der im regulierten Netzgeschäft verfügbaren Investitionsmittel zur Verstärkung von Netzen auf Grund ihrer sehr hohen Zahl und historisch in Abhängigkeit von lokalen Gegebenheiten gewachsenen Netzstrukturen schwierig. Durch eine Klassifikation der Netze hinsichtlich ihres Aufnahmevermögens für dezentrale Erzeugungsanlagen, wie in diesem Artikel vorgestellt, kann die Menge der zu beobachtenden Netze automatisiert auf eine geringere Zahl „schwacher“ Netze reduziert werden. Weiterhin wird eine strukturierte Möglichkeit zur Auswahl von relevanten NS-Netzen für detaillierte Untersuchungen geschaffen (z. B. Smart Grids oder Flexibilität im Verteilnetz: gelbe Ampelphase). Es wird anhand von 300 realen, ländlichen und vorstädtischen Netzen gezeigt, dass durch Einsatz von Support Vector Machines (SVM) die Klassifikation effizient gestaltet werden kann, da nur eine Teilmenge der zu klassifizierenden Netze bewertet werden muss. Der restliche (große) Teil der Netze kann dann anhand von Merkmalen der Netze automatisch bewertet werden. Der Anteil falsch klassifizierter Netze ist mit 18 % gering.

In Mittelspannungsnetzen (MS-Netzen) wird die Netzspannung häufig direkt über den im Netztransformator untergebrachten Stufenschalter einschließlich Regelungseinheit geregelt. Bis vor wenigen Jahren erfolgte die Spannungssollwertvorgabe als statischer Wert an der Mittelspannungssammelschiene des Umspannwerkes (UW), unabhängig von der vorhandenen Netzsituation. Mit der Entwicklung „intelligenter“ Netze werden derzeit neue Konzepte im Bereich der Spannungsregelung entwickelt, die eine Erhöhung der Netzanschlusskapazität gewährleisten können und zu einer höheren Netzeffizienz beitragen sollen. Besonders Ansätzen für eine dynamische Sollwertanpassung an die gegenwärtige Netzsituation durch Erfassung verschiedener elektrischer Netzparameter werden hohe Entwicklungschancen zugesprochen. Dieser Artikel befasst sich mit der simulativen Untersuchung neu entwickelter Regelungsarten für die Spannungsregelung in MS-Netzen mittels Stufenschalter. Ziel ist es, das Verhalten neuer Spannungsregelungskonzepte auf Basis einer realen MS-Netzstruktur nachzubilden und die Auswirkungen bzgl. Netzaufnahmekapazität und Spannungsqualität zu bewerten. Neben der Bewertung der erzielten Ergebnisse wird ein Ausblick auf aktuelle Forschungstätigkeiten aus dem Gebiet innovativer Spannungsregelungskonzepte gegeben, die u. a. Methoden aus dem Bereich der Computational Intelligence (CI) berücksichtigen.

Regelbare Ortsnetztransformatoren (rONT) wurden bisher als Netzbetriebsmittel zur Beseitigung der Spannungsbandproblematik bei dezentraler Einspeisung im Niederspannungsverteilnetz und folglich zur Reduzierung konventioneller Netzausbaumaßnahmen eingesetzt. Bei entsprechendem Regelbereich entkoppeln diese die Niederspannungsnetzebene vollständig von der Mittelspannungsebene, sodass sich weitere netzplanerische Freiheiten bezüglich der zulässigen Spannungstoleranzen ergeben. Im Monosensorbetrieb werden die Spannungsistwerte ausschließlich an der Niederspannungsverteilung erfasst, beim Multisensorbetrieb werden dem Spannungsregler weitere Netzknotenspannungen zur Verfügung gestellt. Beide Betriebsarten zielen darauf ab, den durch dezentrale Erzeugungseinheiten verursachten Spannungshub bzw. durch zusätzliche Lasten, wie beispielsweise Elektrofahrzeuge, generierten Spannungsfall, auszuregeln. In diesem Aufsatz geht es darum, dem Spannungsregler noch zusätzlich die an der Ortsnetzstation gemessene Solarstrahlung als Eingangsgröße zur Verfügung zu stellen, sodass der Spannungssollwert an der Ortsnetzstation bedarfsgerecht eingestellt werden kann und bei Lastfällen die Spannung zur Netzverlustreduzierung entsprechend hochgesetzt werden kann.

Im Rahmen dieses Beitrags wird der netzdienliche Einsatz von dezentralen Speichersystemen in Verteilungsnetzen analysiert. Dabei stellt das gesamte Niederspannungsnetz den Betrachtungsrahmen dar und es erfolgt eine Optimierung von systemischen Kenngrößen durch eine Flexibilisierung der Last bzw. Einspeisung mittels Speichersystemen. Anhand von zwei Niederspannungstypnetzen und zwei zukünftigen Last- und Erzeugungsszenarien werden unterschiedliche Dimensionierungen und Platzierungen von Speichersystemen untersucht. Dabei stehen insbesondere die Unterschiede zwischen einem Einsatz vieler Heimspeichersysteme versus einzelner größer dimensionierter Netzspeicher im Fokus der Untersuchungen. Zudem werden das Optimierungsmodell und die Vorgehensweise dargestellt und exemplarische Untersuchungen diskutiert.

Heute ersetzen LED-Lampen die quecksilberhaltigen Leuchtstofflampen (FL) und Kompaktleuchtstofflampen (CFL). Wichtig sind dabei der Wirkungsgrad (Effizienz) der Stromversorgung und die Lichtausbeute (Efficacy) der LEDBeleuchtung. Herkömmliche „Leuchtstoffröhren“ (FL) können durch LED-Röhren ersetzt werden um den Leistungsumsatz zu halbieren. Umgangssprachliche Energiesparlampen (CFL) können durch Faden-LED ausgetauscht werden um die eingesetzte Wirkleistung zu dritteln. Zur Beurteilung dieser nachhaltigen Energieversorgung ist die Kenntnis der Energieeffizienz-Label A++, A+, A bis E erforderlich und es wird deren Berechnung erläutert und Missstände aufgezeigt.

Im Rahmen der Harmonisierung des europäischen Regelenergiemarktes veröffentlichte der Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber den Network Code on Electricity Balancing. Dieser Network Code formuliert Rahmenbedingungen, aus denen sich ein neues europäisches Marktdesign für die Regelleistung ableitet. Das neue Markdesign umfasst unter anderem die Trennung der Angebote für Leistungsvorhaltung und Regelenergie, Marktöffnung für freiwillige Regelenergieangebote und ein Uniform-Price Auktionsmodell. Während die theoretischen Unterschiede von Auktionsmodellen bereits hinreichend dargestellt wurden, ist die Bedeutung dieser für den deutschen Regelleistungsmarkt nicht formuliert worden. Zudem kann der Regelleistungsmarkt nicht losgelöst betrachtet werden, da zwischen diesem, dem Bilanzkreismanagement und dem Intraday Handel dynamische Wechselwirkungen existieren. Die Rahmenbedingungen des neuen Marktdesigns beeinflussen die Preisbildung der Arbeitspreise nachhaltig und ändern somit die Struktur der Merit-Order der Arbeitspreise. Es zeigt sich, dass das neue Marktdesign die Teilnahme Erneuerbare Energien am Regelleistungsmarkt vereinfacht, die wirtschaftlichen Chancen für diese jedoch begrenzt sind.

Die Zielsetzung der Bundesregierung sieht einen Ausbau der Energieerzeugungsoptionen auf Basis erneuerbarer Energien bei einer Reduzierung des konventionellen Kraftwerkparks vor. Um das bisher gewohnte Maß an Versorgungssicherheit jederzeit zu gewährleisten, muss durch die bisher nur fehlerhaft zu prognostizierende Einspeisung aus wetterabhängigen erneuerbaren Energien (d. h. Windenergie, Solarstrahlung) ein steigender Anteil an Regelleistung vorgehalten werden. Damit ist es zwingend notwendig, dass zukünftig auch Energieanlagen auf der Basis wetterabhängiger, fluktuierender erneuerbarer Energien zur Ausbilanzierung des Stromversorgungssystems beitragen. Vor diesem Hintergrund ist das Ziel der folgenden Ausführung, das Potenzial von Windanlagen zur Erbringung von Regelleistung zu untersuchen. Dabei wird der Einfluss von Prognosegenauigkeiten der erzeugten Windleistung auf das Regelleistungspotenzial abgeschätzt. Zudem werden Vergleichmäßigungseffekte durch (über-)regionale Zusammenschlüsse von Windkraftanlagen hinsichtlich einer Potenzialerhöhung betrachtet. Abschließend werden die Effekte der Bereitstellung von Regelleistung durch wetterabhängige erneuerbare Energien auf das Gesamtstromversorgungssystem beurteilt.

Die Verbundpartner Energiequelle GmbH, 50Hertz Transmission GmbH und die BTU Cottbus – Senftenberg / Lehrstuhl Kraftwerkstechnik befassen sich im FuE-Vorhaben „Systemdienstleistungen und Energiespeicherung mittels Großbatterien zur Stabilisierung von Netzen mit hohen EE-Anteilen – Konzeption und Demonstration“ (kurz: SDLBatt) mit der Weiterentwicklung eines hocheffizienten Batteriespeichers zum Regelkraftwerk. Die Erbringung von Regelleistung und weiteren Systemdienstleistungen sowie die hierfür notwendigen Entwicklungen und Erprobungen werden auf Basis eines innovativen 10-MW-Li-Ion-Batteriesystems, welches durch den Projektpartner Energiequelle GmbH in Feldheim errichtet und betrieben wird, betrachtet. Betriebsdaten, energetische Bilanzierung, rechtlichregulatorische Randbedingungen und Simulation verschiedener Betriebsstrategien stehen im Vordergrund der Untersuchungen.Im Rahmen des Forschungsprojektes wurde am Lehrstuhl Kraftwerkstechnik der BTU Cottbus–Senftenberg ein MATLAB/ Simulink®-Modell zur Simulation der Primärregelleistungserbringung eines Batteriespeichers entwickelt. Ziel der Simulation ist es, Betriebsstrategien in einem breiten Spektrum von Parametervorgaben bereits vor der Inbetriebnahme zu testen, um ideale Einsatzfälle des Batteriespeichers ableiten zu können.Die Simulation der ersten Betriebsstrategien zeigen, dass der Batteriespeicher als Primärregelleistungserbringer gut geeignet ist. Im Wesentlichen hängt die Verfügbarkeit des Batteriespeichers von der für eine Fahrplanverschiebung reservierten Leistung sowie von der Voraussetzung einer zeitnahen Fahrplanverschiebung ab.

Im Zuge der laufenden Dekarbonisierung und der damit einhergehenden Umstrukturierung des gesamten Energiesektors wird die Photovoltaik mittlerweile als tragende Säule der Energieversorgung angesehen. Jedoch übernehmen die Photovoltaik- Anlagen in Deutschland eine vergleichsweise geringe Systemverantwortung bezüglich der Systemdienstleistungen. Die betrachtete Systemdienstleistung ist hier die Frequenzhaltung und die dafür vorgehaltene Regelleistung. Um diesen stetigen Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch sicherzustellen, werden größtenteils konventionelle, thermische Kraftwerke genutzt. Zur Steigerung des Anteils von erneuerbaren Energien an der Stromversorgung müssen diese Systemdienstleistungen langfristig auch durch regenerative Stromerzeuger erbracht werden. Aktuell verhindern verschiedene Marktbarrieren die Teilnahme dieser Technologie an der Regelleistungserbringung. Eine Gegenüberstellung verschiedener PV-Anlagenkonzepte in Bezug auf die Bereitstellung von Regelleistung und deren ökonomische Bewertung zeigt jedoch, dass sich unter angepassten Marktbedingungen zusätzliche Erlösquellen für die Anlagenbetreiber erschließen lassen.

Im Zuge der Energiewende ist bereits heute eine Vielzahl von Haushalten mit einer Eigenerzeugungsanlage, maßgeblich Photovoltaikanlagen, ausgestattet. Die konträre Entwicklung der Einspeisevergütung für Strom aus PV-Anlagen und dem Endkundenstrompreis für den Strombezug aus dem Netz der allgemeinen Versorgung seit Beginn der EEGFörderung hat zuerst zur Netzparität und seit einigen Jahren sogar zu einer deutlichen Preisspreizung geführt, bei der der Vergütungssatz aktuell bei etwa der Hälfte des Strombezugspreises liegt. Die genannten Rahmenbedingungen haben Anreize geschaffen, neue Geschäftsmodelle für die Versorgung von Haushaltskunden, Steuerung von Verbrauchseinrichtungen und den Betrieb von Speichern im Haushaltsbereich zu etablieren. Treiber dieser Geschäftsmodelle ist im Wesentlichen die Optimierung der Erlöse aus der PV-Einspeisung und den Kosten für den Strombezug durch Maximierung des Eigenverbrauchs im Haushalt. Die Eigenverbrauchsmaximierung kann einerseits durch die zeitliche Verschiebung von energieintensiven Verbrauchseinrichtungen wie einem Elektrofahrzeug erfolgen, dessen Ladevorgang in Zeiten überschüssiger PV-Einspeisung verschoben wird. Andererseits kann ein stationärer Batteriespeicher die gewöhnlich auftretenden überschüssigen PV-Einspeisemengen aufnehmen, um in Zeitabschnitten mit einem Haushaltsbedarf, der die Einspeiseleistung der PV-Anlage übersteigt, den Strombezug aus dem Netz zu vermeiden.In diesem Beitrag werden zwei Geschäftsmodelle in dem beschriebenen Umfeld hergeleitet und einer Wirtschaftlichkeitsanalyse unterzogen. Die dargestellten Untersuchungen finden im Forschungsprojekt „Smart-E“ statt, das durch das BMU gefördert wird.

Die Arbeit umfasst eine Fehlermöglichkeits- und -einflussanalyse (FMEA) eines Second-Life-Batteriespeichers aus Betreibersicht. Im Vorfeld werden das Problem des Ausbaus der erneuerbaren Energien und mögliche Lösungsansätze mit verschiedenen Speichern beschrieben. Die Ergebnisse der FMEA sind in verschiedenen Anlagenbereichen untergliedert und einzeln bewertet. Aus den Ergebnissen wurde eine Prüfung entwickelt, die für zwei existierende Second- Life-Batteriespeicher angepasst ist. Die Prüfung wird in bestimmten Zeitabständen durchgeführt und soll so dauerhaft die Entdeckungswahrscheinlichkeit von ausgewählten Fehlern verringern.

In vielen Studien und Aufsätzen wird die Verwendung von Elektrofahrzeugen als Energiespeicher für die Energiewende diskutiert. Dabei kommen viele Studien (z. B.: [5]) zu dem Ergebnis, dass sich durch eine intelligente Steuerung des Ladeverhaltens die Kosten der Energiewende, sei es durch vermiedenen Netzausbau oder durch Speicherung andernfalls abgeregelter Energie, deutlich reduzieren lassen. Im Rahmen des Projektes „Demand-Response – Das Auto als aktiver Speicher und virtuelles Kraftwerk“ aus dem Förderprogramm Schaufenster Elektromobilität wird im Rahmen eines Konsortiums aus Energieversorger (enercity, Stadtwerke Hannover AG), Elektrotechnikern (Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik, Leibniz Universität Hannover) und Sozialwissenschaftlern (Institut für Transportation Design, HBK Braunschweig) erforscht, ob für dieses Vorhaben eine entsprechende Nutzerakzeptanz und -bereitschaft vorhanden ist und wie eine technische Lösung dazu aussehen könnte. Um fahrzeugherstellerübergreifend dieses Ziel untersuchen zu können, wurde eine Ladestation gemäß IEC 61851 entwickelt, in Kleinserie gebaut und bei den Projektteilnehmern im privaten und gewerblichen Umfeld installiert. Das Feld der Projektteilnehmer besteht aus Personen und Unternehmen, die sich aus eigenen finanziellen Mitteln ein Elektrofahrzeug zugelegt haben.Als Herausforderung hat sich bei der Durchführung des Feldtests gezeigt, dass die IEC 61851 eigentlich nur ein Low- Level-Protokoll ist, in dem nur das sofortige Laden exakt geregelt ist. Schon bei leichten Verzögerungen, beispielsweise durch die momentan eingesetzten Nutzerauthentifizierungsprozesse an öffentlichen Ladesäulen, kann es zu Problemen bei der Ladung kommen, da die Fahrzeughersteller die Norm unterschiedlich umgesetzt haben. Im Extremfall führt dies dazu, dass einige Fahrzeuge an öffentlichen Ladesäulen gar nicht oder nur unter Beachtung einer festen Vorgehensweise laden können. In diesem Beitrag wird zunächst der entsprechende Ladestandard erläutert, im Anschluss auf die fahrzeugspezifischen Eigenschaften eingegangen und Lösungen für den Versuchsaufbau aufgezeigt.

Im Rahmen des Forschungsprojektes emil wurden in Braunschweig batteriebetriebene Elektrobusse in den öffentlichen Personennahverkehr (ÖPNV) integriert. Die Ladung dieser Elektrobusse erfolgt induktiv mit einer Ladeleistung von 200 kW. Dazu wurden bislang vier induktive Ladestationen installiert, deren Versorgung aus dem Straßenbahnnetz oder aus einer Kundenstation erfolgt. Zukünftig besteht die Möglichkeit, dass auch Strecken elektrifiziert werden, deren Endhaltestellen sich in suburbanen oder gar ländlichen Gebieten befinden. In diesen Bereichen müssen die Ladestationen in schwachen Netzausläufern integriert werden, ohne einen negativen Einfluss auf das Netz auszuüben. Durch die Verwendung von Stichleitungen von den Ortsnetzstationen zu den Ladestationen und durch die Bereitstellung von Blindleistung zur Spannungshaltung mit Hilfe eines aktiven Gleichrichters (Active-Front-End) können induktive Ladestationen mit hoher Ladeleistung zur Schnellladung in diesen Gebieten realisiert werden.

Die Hybridantriebstechnik ist nicht nur im Bereich der Elektrofahrzeuge ein aktuelles Thema. Auch im Bereich von Schiffen gibt es zurzeit an mehreren Stellen Überlegungen die bewährten diesel-mechanischen Antriebe durch neuartige Antriebskonzepte zu ersetzen.In diesem Paper wird die Realisierbarkeit von Hybridantriebskonzepten auf unterschiedlichen Schiffstypen untersucht. Das Paper zeigt, dass es durchaus Einsparpotentiale durch den Einsatz von Hybridantriebskonzepten auf Schiffen gibt. In einigen Fällen können dadurch sogar die wesentlich höheren Investitionen durch Einsparung von Treibstoff kompensiert werden. Jedoch gibt es Einschränkungen im Vergleich zu Elektrofahrzeugen.

A major issue related to the use of fuel cells to convert electrical energy in chemical energy in modern power supply concepts are their bad dynamical properties. To overcome these problems, it seems promising to introduce a suitable mechanism to control the ionic flow inside the fuel cell. The purpose of this work is to estimate the potential of certain approaches to controlling the ionic flow inside the fuel cell via magnetic and temperature fields. To this end, mathematical models combining a description of the ionic movement in a hydrogen fuel cell with a model for the effects of an additional magnetic or temperature field, respectively, are proposed. Further the implementation of these models in the context of the finite element method combined with other simulation techniques is discussed, such as, e.g., a molecular dynamic model. Finally, some preliminary results are presented.

Wasserstoff wird bisher fast ausschließlich als Ausgangsstoff für industrielle Produktionsprozesse verwendet und vor Ort in großtechnischen Prozessen größtenteils aus fossilen Energieträgern hergestellt. Zunehmend nimmt Wasserstoff auch die Rolle eines mehrdimensionalen Energievektors ein, zum Beispiel als Energiespeicher oder als Treibstoff im Mobilitätssektor. Bei nachhaltigen, regenerativen Energiesystemen muss daher versucht werden, alternative Wasserstoffquellen zu erschließen, im Speziellen die Herstellung und Speicherung von „grünem“ Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser mittels erneuerbaren Energien. Zudem sind Potentiale durch Wiederverwertung von Wasserstoff als Prozessmedium zu nutzen, zum Beispiel durch die energetische Verwertung von Prozessabfällen oder -nebenprodukten. Die PEM-Brennstoffzellentechnologie bietet aufgrund ihres hohen Wirkungsgrades und ihrer Skalierbarkeit ein hohes Potential für die Nutzung von Wasserstoff vor allem für dezentrale Energiesysteme. Je nach Wasserstoffquelle können unterschiedliche Kontaminationen und Fremdgasanteile im Wasserstoff vorhanden sein. In dieser Arbeit wird gezeigt, dass unkritische Fremdgasanteile prinzipiell in Brennstoffzellensystemen verwertet werden können. Die Wirkungsgradeinbußen sind deutlich, wenn anstatt der Anodengasrezirkulation auf Flow-Through-Betrieb umgestellt werden muss. Die obere Grenze für den Rezirkulationsbetrieb liegt bei etwa 2 % Fremdgasanteil im einströmenden Werkstoff.

Neben dem Aufbau und der Integration erneuerbarer Energien rücken zunehmend Vorgänge und Systeme in den Blickpunkt, die Schwankungen witterungsabhängiger Energiewandler bei nicht ausreichender Leistungsabgabe ausgleichen. Eine Lösung zur Bereitstellung dieser Energie kann die Brennstoffzelle sein. Ihre Energiewandlung ist hocheffizient und zeitlich unabhängig. Setzt man ein solches Brennstoffzellensystem beispielsweise in einem Inselnetz zur Unterstützung oder dem Ausgleich von Leistungsschwankungen oder -ausfällen ein, so müssen verschiedene Bedingungen beim Betrieb beachtet werden. Die Modellprädiktive Regelung stellt hier ein Regelungsverfahren dar, welches diese Nebenbedingungen direkt in den Entwurfsprozess einbindet und berücksichtigt. Zur Kopplung des Brennstoffzellensystems mit dem Netz wird ein Wechselrichter genutzt. Dieser komplettiert das System zur Energiebereitstellung. Relevante Modelle der beteiligten Komponenten werden ausgeführt. Abschließend werden experimentelle Ergebnisse zur Leistungsregelung anhand einer Polymer-Elektrolyt-Membran-Brennstoffzelle mit bis zu 4,4 kW elektrischer Leistung gezeigt.

Aufgrund der Vorrangregelung gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bei der Einspeisung Erneuerbarer Energien in die Energieversorgungsnetze, werden konventionelle Kraftwerke bereits heute vor große Herausforderungen hinsichtlich flexibler Betriebsweisen gestellt. Das Ziel der Bundesregierung, den Anteil von Strom aus Erneuerbaren Energien auf 40 bis 45 Prozent im Jahre 2025 anzuheben, erhöht diese Anforderungen zunehmend.Die Sicherung einer weiterhin stabilen und kostengünstigen Energiebereitstellung erfordert für die Energieunternehmen und Netzbetreiber anlagen- und verfahrenstechnische Maßnahmen zur flexiblen Anpassung an die neuen Lastverhältnisse. Neben intelligenten Lastregelungen, liegt ein großes Innovationspotential für konventionelle, braunkohlebasierte Kraftwerke in der effizienten Vortrocknung des wasserreichen Brennstoffes Rohbraunkohle (RBK) mittels Druckaufgeladener Dampfwirbelschicht-Trocknung (DDWT).Nach einem kurzen Aufzeigen einiger Auswirkungen der Energiewende für konventionelle Kraftwerke sowie dem Übertragungsnetz sollen in diesem Beitrag die Grundlagen des druckaufgeladenen Trocknungsverfahren, die Projektentwicklung am Lehrstuhl Kraftwerkstechnik, ergänzt mit einigen konkreten Forschungsergebnissen, sowie ein kurzer Ausblick dargelegt werden.

Kälteversorgungssysteme verursachen einen großen Teil der Jahresenergiekosten von Gebäuden mit Kühlbedarf. Oft sind Kälteanlagen für die wenigen Tage im Jahr mit hohen Außentemperaturen ausgelegt und arbeiten den Rest der Zeit im Teillastbereich. Durch individuell angepasste Regelstrategien und die Möglichkeit der Lastverschiebung über thermische Speicher kann der Betrieb von Kältesystemen flexibilisiert und ein signifikanter Anteil der Energiekosten von Versorgungskomponenten eingespart werden. Eine vorausschauende Verschiebung thermischer Lasten ermöglicht zudem die Reduktion elektrischer Energiebezüge zu Spitzenlastzeiten und die Nutzung von günstigeren Tarifen, wie z. B. Nachtstromtarifen.Am Beispiel des Fraunhofer IISB konnte im Rahmen von Simulationen eine Einsparung der elektrischen Energiekosten für die Kälteversorgung von über 18 % durch Integration eines Kältespeichers vorausgesagt werden. Das Einsparpotenzial beruht auf einer Verschiebung der Kälteerzeugung von der Tages- in die Nachtzeit und kann durch weitere Effizienzmaßnahmen, wie z. B. die Nutzung von freier Kühlung, weiter angehoben werden. Die Untersuchungen zeigen, dass die Entwicklung einer individuell angepassten Betriebsstrategie des Gesamtsystems maßgebend für den wirtschaftlichen Erfolg eines solchen Versorgungskonzeptes ist. Obwohl thermische Speicher im privaten Bereich eine weitverbreitete Technologie darstellen und die Kosten pro Kilowattstunde im Vergleich zu elektrischen Speichern gering ausfallen [1], wird in der Praxis selten Gebrauch von größeren Tankspeichersystemen gemacht. Ziel der Arbeiten am IISB ist nicht nur die Simulation innovativer Betriebsstrategien für thermische Speicher, sondern auch die anschließende technische Umsetzung der Konzepte als Forschungsdemonstrator mit Leuchtturmwirkung.

Bei der Umsetzung der Energiewende stand in den letzten Jahren insbesondere die elektrische Energieversorgung im Fokus. Mit einem Anteil von 27,8 % im Jahr 2014 tragen die erneuerbaren Energien erheblich zur Bereitstellung bei. Im Gegensatz dazu betrug der Anteil an erneuerbaren Energien (EE) beim Wärmeverbrauch nur 9,9 % und im Verkehrssektor 5,4 %. Die Bundesregierung hat mit dem Energiekonzept die Vorgabe gemacht, dass bis 2050 80 % der elektrischen Energie regenerativ bereitgestellt werden soll. Darüber hinaus kann davon ausgegangen werden, dass zukünftig vermehrt elektrische Energie für die Wärmeversorgung mit Wärmepumpen und für die Elektromobilität benötigt wird. Die hier vorgestellte Untersuchung beruht auf Energiebilanzen, und geht im Gegensatz zu den Annahmen der Bundesregierung von einem erhöhten Nettobedarf an elektrischer Energie von 700 TWh/a aus. Dieser soll vollständig durch in Deutschland installierte EE-Anlagen bereitgestellt werden. Es werden zwei Ansätze betrachtet. Zum einen erfolgt im Ansatz A eine lineare Weiterschreibung des bisherigen EE-Zubaus je Region und im Ansatz B ein möglichst verbrauchernaher EE-Zubau. Die fehlenden Energiemengen werden jeweils durch Zubau von Offshore-Windenergieanlagen in Nord- und Ostsee bereitgestellt. Hieraus ergeben sich unterschiedliche Energiemengen, welche innerhalb eines Jahres zwischen den Regionen in Deutschland ausgetauscht werden müssen. Dies ermöglicht Aussagen zum notwendigen Übertragungsbedarf für Energie. Daraus lässt sich ableiten, ob der kontinuierliche Ausbau der elektrischen Netze diese Anforderungen erfüllen kann oder ob durch einen Paradigmenwechsel auf dem Gebiet der Übertragungstechnologie effizientere, realisierbare und tragfähige Lösungen möglich sind.

Das Konzept Power- & Biomass-to-Gas bietet die Möglichkeit, durch den flexiblen Betrieb von Biomassevergasungsanlagen entweder Strom zu erzeugen, oder in Zeiten eines Überangebots elektrischer Energie diese im Erdgasnetz zu speichern. Der Strom wird dabei für eine Wasserelektrolyse genutzt, um zusammen mit Kohlenstoff aus der Biomassevergasung eine Methanisierung zu betreiben. Endprodukt dieses Prozesses ist Synthetic Natural Gas (SNG), das in seiner Zusammensetzung im Wesentlichen natürlichem Erdgas entspricht und in das Erdgasnetz eingespeist werden kann. In diesem Beitrag wird untersucht, inwieweit diese Technologie im künftigen Stromversorgungssystem zum Einsatz kommen kann und welche Standorte sich hinsichtlich der Verfügbarkeit von Biomasse und der Möglichkeit zur Kopplung von Strom- und Gasnetz eignen.

Mit dem zunehmenden Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland steigt der Bedarf an Flexibilität für den Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch. Elektrochemische Speicher, insbesondere auf Lithium-Ionen- Basis, eignen sich hervorragend für die Integration erneuerbarer Energien aus z. B. Windparks. Die Kosten für diese Technologie werden durch den zunehmenden Einsatz in der Elektromobilität und den damit verbundenen Skaleneffekt bei der Massenfertigung weiter sinken, sodass ein Einsatz von Lithium-Ionen Batterien für stationäre Anwendungen immer attraktiver wird. Das Ziel dieser Arbeit ist es, den energietechnisch und -wirtschaftlich sinnvollen Betrieb stationärer Lithium-Ionen Batteriespeicher an Windparks zu prüfen. Unter besonderem Fokus steht dabei die Ermittlung von möglichen Anwendungsfällen, die für eine Steigerung der Wirtschaftlichkeit der Windenergieanlagen aus Sicht eines Betreibers sorgen. In einer techno-ökonomischen Bewertung werden diese zu einem Geschäftsmodell zusammengefasst und eine Empfehlung zur technischen Realisierung gegeben. Die Erfassung der wirtschaftlichen Gesamtrentabilität erfolgt als quantitative Abschätzung.

Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs stehen seit einigen Jahren vermehrt im Fokus von Forschung, Industrie und Verbraucherinteresse. Im Zuge von kontinuierlich sinkenden garantierten Einspeisevergütungen für Strom aus Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) und steigenden Strombezugspreisen für private Endkunden wird der lokale Eigenverbrauch von Solarstrom zunehmend attraktiver. Da Solarstromspeicher heute noch einen jungen Markt mit verhältnismäßig hohen Endverbraucherpreisen und geringen Betriebserfahrungen darstellen hat die Bundesregierung zusammen mit der KfW-Bankengruppe ein Förderprogramm aufgelegt. Um die Wirkung des Förderprogramms zu bewerten und ein besseres Verständnis der Technologie zu ermöglichen wurde zusätzlich ein wissenschaftliches Monitoringprogramm etabliert, in dem sowohl Markt- als auch Betriebsdaten von PV-Speichern durch die RWTH Aachen erfasst und analysiert werden. Das vorliegende Paper gibt einen Überblick über die KfW-Förderung sowie das wissenschaftliche Monitoringprogramm und präsentiert aktuelle Analysen zur Marktentwicklung. Zusätzlich werden erste Ergebnisse der hochauflösenden Vermessung privat betriebener PV-Speichern dargestellt: Am Beispiel eines energieintensiven Haushalts im Raum Aachen werden für den Monat Juli Auswertungen der Eigenverbrauchsquote und des Autarkiegrades durchgeführt, zusätzlich werden das Netzverhalten des Gesamtsystems sowie die belastungsabhängige Temperaturentwicklung der Batterie anhand der Messdaten eines Sommertags exemplarisch diskutiert.

Das Kompetenztandem EnERgioN (Erneuerbare Energien in der Region Nord) ging der Frage nach, wie sich regionaler Strom aus erneuerbaren Energien besser in der Region speichern und verteilen lässt. Dafür prüfte das interdisziplinäre Forschungsteam Geschäftsansätze zu virtuellen Kraftwerken, die kleine, dezentrale und häufig von Privatpersonen betriebene Stromerzeuger zusammenschalten sollten. Die virtuellen Kraftwerke verknüpften Versorgungsunternehmen, Netzbetreiber und Konsumenten. Sie koordinierten Erzeugung, Speicherung und Verbrauch von Energie. Für die anschauliche Darstellung der Daten wurde ein Demonstrator entwickelt, der aus einer Simulationssoftware sowie aus Hardwarekomponenten zur Visualisierung der Ergebnisse bestand. Das Demonstrationsobjekt ermöglicht sowohl Fachpublikum als auch Laien einen anschaulichen Zugang zur Funktionalität eines virtuellen Kraftwerks.

Ziel der untersuchten Aufgabenstellung ist eine Optimierung der Kabinenenergieversorgung in modernen Verkehrsflugzeugen. Dabei liegen die Schwerpunkte auf dem Einsatz hoher Gleichspannungen zur Versorgung der Kabinenlasten und auf der Entwicklung intelligenter Lastmanagement-Systeme und Algorithmen. Ein Lastmanagement verkleinert die Auslegungsgrundlage des betreffenden Energieversorgungssystems. Dadurch wird eine Gewichtseinsparung bei den Erzeugern und den Leitungen (Feedern) möglich.

In diesem Teilprojekt werden innovative Architekturkonzepte zur Technologiereife entwickelt. Dabei werden unterschiedliche elektrische Bordnetzarchitekturen anhand konventioneller Flugzeugkabinennetze untersucht. Die Abbildung zeigt den schematischen Aufbau im Kabinen- und Frachtbereich eines traditionellen Bordenetzes (links) und eines Architekturkonzeptes mit höherer Gleichspannung (HVDC) (rechts).

Im Rahmen des Projektes „Autarke Notstromversorgung der Bevölkerung unterhalb der KRITIS-Schwelle“ wurde ein Demonstrator entworfen. Der Demonstrator besteht aus einem abstrahierten Hausmodell zur Darstellung der Betriebszustände der Notstromversorgung, einem eingebauten Touch-PC zur Bedienung sowie der darauf implementierten Software.

Seit mehr als 120 Jahren steht die Stromnetz Hamburg GmbH für eine sichere und zuverlässige Stromversorgung und damit für die Menschen, die Industrie und den Hafen in einer der größten Städte Deutschlands. Die rund 1,8 Millionen Hamburgerinnen und Hamburger liegen uns besonders am Herzen, sie machen unsere Stadt zu einer pulsierenden Metropole. Die dafür notwendige Energie wird von über 350 Stromanbietern angeboten und diskriminierungsfrei über unser städtisches Stromverteilungsnetz bereitgestellt, das wie ein Geflecht aus Adern das gesamte Stadtgebiet durchzieht.