Die Stromnetze der Zukunft müssen viel volatile Energien aufnehmen und stabil bleiben. Volkan Uzungelis und Rainer Weidmann von Detecon zeigen, wie das mittels KI und Digitalisierung gelingen könnte.
Volkan Uzungelis (li.) und Rainer Weidmann sind IT-Infrastruktur-Experten für Netze.
Detecon
Über Volkan Uzungelis
Volkan Uzungelis ist Consultant bei der Detecon und berät Kunden zu nachhaltigen IT-Lösungen. Er interessiert sich besonders für Projekte in der Energiebranche, speziell nachhaltige Energieversorgung und -optimierung im Data Center Umfeld.
Über Rainer Weidmann
Dr. Rainer Weidmann verantwortet den Bereich IT-Infrastructure Ecosystems & Platforms mit den Themen Datacenter, IT, Cloud und ServiceNow bei Detecon. Er ist Experte für Rechenzentren und Green IT und verfügt über mehr als 30 Jahre IT- und RZ-Erfahrung, u.a. hinsichtlich der Normung für Rechenzentren.
Springer Professional: Wie sieht idealerweise ein digitalisiertes Stromnetz der Zukunft aus?
Uzungelis: Der Anteil der regenerativen Energien am Strommix muss weiter zunehmen, um die erforderlichen C02-Einsparungen realisieren zu können. Eine großräumige, globale Vernetzung gleicht dabei die Volatilität der regenerativen Energiequellen aus. Im Prinzip gilt: Je größer unser Stromnetz ist, desto zuverlässiger ist die Energiebereitstellung. Mit diesem Stromnetz steigen die Komplexität sowie die Anforderung an die Regelung und Überwachung. Um die Stabilität im Netz gewährleisten zu können, muss auf geringste Störungen schnell reagiert werden, etwa durch Abtrennung einzelner Netze vom Gesamtnetz. Große Kraftwerke werden durch eine Vielzahl von kleinen Kraftwerken (z.B. Windparks) ergänzt oder ersetzt. Damit nimmt der Inselbetrieb, zum Beispiel von Stadt oder Gemeinde, deutlich zu, sodass bei einem Blackout viele Netzabschnitte autark versorgt werden können, wenn diese bei Störungen rechtzeitig vom überregionalen Netz getrennt werden.
Weidmann: Der Energiemarkt wird dezentraler, da mehr Prosumer (Producer und Consumer) an der Stromproduktion teilnehmen werden. Verbrauchende sind nicht nur Kunden, sondern auch Stromproduzenten. Die Stromnetze werden zu intelligenten Verteilernetzen, den Smart Grids, umgebaut. Die Netze agieren größtenteils autonom. Energieströme und Datenströme aus dem Energiemonitoring werden automatisiert und durch intelligente Algorithmen selbständig verarbeitet. Stromerzeugung und -verbrauch sind automatisiert und aufeinander abgestimmt, das ermöglicht zum Beispiel das Laden der Autobatterie in einem geeigneten Zeitintervall. Die Verbraucher werden durch neue Preisgestaltungen motiviert, den nicht unbedingt akut notwendigen Stromverbrauch auf geeignetere Zeiten zu verschieben, etwa beim Laden der Autobatterie. Das beeinflusst die Preisstrategie, es wird keine festen Strompreise mehr geben. Künstliche Intelligenz hilft dabei, den Energieverbrauch im Voraus zu prognostizieren, sodass das Energiemanagement intelligent gesteuert werden kann. Es werden flexible Kraftwerke zum Einsatz kommen, die in wenigen Sekunden ansprechbar sowie im Netz implementierbar sind, um saisonal abhängige Fluktuationen kompensieren zu können, so zum Beispiel Gaskraftwerke mit Wasserstoff als Energieträger. Energiestarke Speicherkraftwerke werden eingesetzt, um den überschüssigen Strom intelligent zwischenspeichern zu können.
Welche Komponenten sind dafür nötig?
Uzungelis: Wichtig ist ein möglichst engmaschiges Messnetzwerk. Messeinrichtungen erfassen Kapazitäten, Stromproduktion, Verbrauch und auch Störungen mit nachgelagerter intelligenter Steuerungslogik. Messungen über lange Zeiträume im Sinne von Big Data und in Verbindung mit Künstlicher Intelligenz erlauben Prognosen auch zum Bedarf. Dabei ist jedoch zu beachten, dass für eine Interaktion zwischen allen Akteuren ein sicherer, verschlüsselter und datenschutzkonformer Datenaustausch gewährleistet ist. Denn eine Datenkommunikation erfolgt in verschiedene Richtungen, etwa zwischen Energieerzeuger und Verbraucher, zwischen Energieerzeuger und Speicher und zwischen Verbraucher und Speicher.
Wie könnte eine Wasserstoffproduktion überhaupt in ein solches Netz integriert werden?
Weidmann: Wasserstoff ist speicherbar und daher als Insellösung möglich. Bei Bedarf an elektrischer Energie kann der Wasserstoff über den Weg der Brennstoffzelle rückverstromt und ins Netz eingespeist werden, unter anderem auch für Netzstabilisierung und Frequenzregelung. Es gilt jedoch den Gesamtwirkungsgrad (Elektrolyse + Komprimierung + Speicherung + Brennstoffzelle) im Auge zu behalten. Der Wasserstofftransport zum Verbrauchsort und die benötigte Infrastruktur sind dabei noch zu klären. Hierfür könnten sich möglicherweise bereits vorhandene Infrastrukturen der Gasversorgung eignen. Da Wasserstoff jedoch volumetrisch betrachtet einen deutlich geringeren Heizwert als Methan hat, müssen viel größere Speichermöglichkeiten bereitgestellt werden.
Wie wird solch ein Netz geplant und auf heute bestehende Strukturen aufgesetzt?
Weidmann: Zu den größten Herausforderungen dürften die vielen Einspeisepunkte sowie Schnittstellen werden, die zu regeln und zu verwalten sind. Die Netzebene, auf der eingespeist wird, muss hier betrachtet werden. Möglicherweise wird es nötig, individuelle Inverter und Transformatoren zu installieren. Die Umwandlung von Gleichspannung aus PV oder Brennstoffzellen in Wechselspannung, mit der der Verbraucher die Endgeräte nach aktuellem Stand betreibt, muss ebenfalls mitgeplant werden. Da der Transport von Gleichspannung über längere Distanzen jedoch problematisch ist, braucht es möglicherweise auch im Gleichspannungsnetz Hochspannung.
Wäre es möglich, solche Netze auch rein regional oder als Insellösungen zu implementieren? Und was wäre dafür rechtlich nötig?
Uzungelis: Die Insellösungen werden sogar zunehmen, da kleine Kraftwerke hinzukommen und Städte oder Gemeinden etwa autark bleiben können müssen.
Über Detecon International
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